cyntia siqueira muniz interação fluidos sintéticos base ... aos meus familiares, em especial, tia...
TRANSCRIPT
Cyntia Siqueira Muniz
Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos
Dissertação de Mestrado
Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil do Departamento de Engenharia Civil da PUC-Rio.
Orientador: Prof. Sergio A. B. da Fontoura
Co-Orientador: Eudes S. Muniz
Rio de Janeiro
Junho de 2005
Cyntia Siqueira Muniz
Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos
Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.
Prof. Sergio Augusto Barreto da Fontoura Presidente / Orientador
Departamento de Engenharia Civil - PUC-Rio
Dr. Eudes Siqueira Muniz Co-Orientador
GTEP / PUC-Rio
Prof. Tácio Mauro Pereira de Campos Departamento de Engenharia Civil - PUC-Rio
Dra. Rosana Fátima Teixeira Lomba CENPES / PETROBRÁS
Prof. Adilson do Lago Leite UFOP
Prof. José Eugênio Leal Coordenador Setorial
do Centro Técnico Cientifico– PUC-Rio
Rio de Janeiro, 03 de Junho de 2005
Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do orientador.
Cyntia Siqueira Muniz Graduou-se em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Ouro Preto em 2002. Exerceu diversas atividades em áreas da Engenharia Civil.
Ficha Catalográfica
Muniz, Cyntia Siqueira
Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos / Cyntia Siqueira Muniz ; orientador: Sergio A. B. da Fontoura ; co-orientador: Eudes S. Muniz. – Rio de Janeiro : PUC, Departamento de Engenharia Civil, 2005.
v. , 97 f. :il ;29.7 cm.
1. Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Civil.
Inclui referências bibliográficas.
1. Engenharia civil – Teses. 2. Folhelhos. 3. Fluido de perfuração. 4. Estabilidade de poços. 5. Pressão capilar. I. Fontoura, Sergio A. B. da. II. Muniz, Eudes S. III. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Civil. IV. Título.
CDD: 624
À minha família, pelo amor, apoio e confiança.
Agradecimentos
A Deus, pelo conforto nos momentos de dúvida e tristeza, e por ter me concedido
forças para terminar este trabalho.
À Capes, à ANP, ao GTEP e a PUC-Rio pelo apoio financeiro, sem os quais, este
trabalho não poderia ter sido realizado.
Ao CENPES-Petrobras, em especial a Dr. Rosana F. T. Lomba, à FINEP e à Agência
Nacional do Petróleo (ANP) pelo financiamento.
Ao Prof. Orientador Sergio A. B. da Fontoura, pela disponibilidade, atenção e
paciência.
Ao Co–Orientador Eudes S. Muniz, pelo estímulo, dedicação, apoio e aos
conhecimentos transmitidos dentro do laboratório.
À minha mãe, Ana Maria, e meus irmãos, Kleber, Eudes e Kátia, pela compreensão,
conselhos e exemplo de vida. À Francini pela atenção, e aos meus sobrinhos, Nayara,
Danilo, Thiago e Kateryne, pelas perguntas sem cabimento e gargalhadas inocentes.
A Eudes e Cleide pelo amparo, em todos os momentos desde que cheguei ao Rio.
Aos meus familiares, em especial, Tia Mary, Tia Glória, Tia Zezé, Zia, Ziane e Cilinha,
pelo apoio e cuidados de sempre.
Aos colegas do GTEP e da pós, em especial: Emiliana, Michelle, Sabrina, Paola
Juliana, Olga, Nelly, Joabson, Patrício, Ciro, Isabelle, Suzana, Saré, Flávio e Patrícia,
pela companhia.
Ao Luis Carlos Bertolino pela consultoria.
Aos funcionários do Laboratório de Geotecnia da PUC-Rio: Amaury, Eng. William, Sr.
José e Josué, pela ajuda nos ensaios.
À Ana Roxo, pela prestatividade para resolver meus problemas na secretaria, ao longo
destes dois anos.
A todos os que me ajudaram com os ensaios: Eduardo S. S. Dutra e Tatiana Kerber, do
Dpto. de Mecânica e Michele L. Silva do LIRF.
Aos professores que participaram da Comissão Examinadora.
Resumo
Muniz, Cyntia Siqueira; Fontoura, Sergio Augusto B.; Muniz, Eudes Siqueira. Interação Fluidos Sintéticos Base-Óleo e Base-Água e Folhelhos. Rio de Janeiro, 2005. 97p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
Este trabalho desenvolve uma metodologia para obter experimentalmente
a pressão capilar de diferentes fluidos em contato com folhelhos, comparando-a
com valores obtidos analiticamente a partir da caracterização dos fluidos e dos
folhelhos individualmente. Foram realizados ensaios numa célula de difusão a
qual permite simular as condições de pressão aplicadas no campo, avaliar a
interação físico-química entre fluidos e rochas, além de determinar os
parâmetros de transporte de massa devido a gradientes químicos e hidráulicos.
Verifica-se que os valores de pressão capilar obtidos diretamente na célula de
difusão são inferiores aos obtidos a partir da equação de pressão capilar
utilizando a tensão interfacial, o ângulo de contato e o raio de poros do folhelho.
Desta forma, conclui-se que caso seja realizada uma análise de estabilidade
considerando a pressão capilar do fluido, este parâmetro deve ser determinado
experimentalmente na célula de difusão. Caso contrário, valores superestimados
poderão ser encontrados.
Palavras-chave Folhelhos. Fluido de Perfuração. Estabilidade de Poços. Pressão Capilar.
Abstract
Muniz, Cyntia Siqueira. Fontoura, Sergio Augusto B. Muniz, Eudes Siqueira. (Advisors). Shale–Synthetics Oil and Water Fluids Interaction. Rio de Janeiro, 2005. 97p. MSc Dissertation – Department of Civil Engineering, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
A methodology was developed to experimentally obtain the capillary
pressure of different fluids in contact with shales and compare these values with
analytical results from individual characterization of fluids and shales. Tests
were carried out in a diffusion cell, which allows the simulation of in-situ
pressure conditions, the evaluation of physical-chemical interactions between
fluids and rocks and the determination of mass transport parameters due to
hydraulic and chemical gradients. It is observed that the values of capillary
pressure directly obtained in the diffusion cell are inferior to the ones obtained
from the capillary pressure equation using the interfacial tension, the contact
angle and the pore radius of shales. Thus, it can be concluded that, if a stability
analysis considering the capillary pressure of the fluid is carried out, this
parameter should be experimentally determined in the diffusion cell. Otherwise,
overestimated values can be found.
Keywords Shales. Drilling Fluid. Wellbore Stability. Capillary Pressure.
Sumário
1 Introdução 17 1.1 .Motivação 17
1.2 .Objetivo 18
1.2.1. Objetivo Geral 18
1.2.2. Objetivos Específicos 19
1.3. Escopo 19
2 Revisão Bibliográfica 20 2.1. Introdução 20
2.2. Interação Folhelho - Fluido de Perfuração 20
2.3. Pressão Capilar 25
2.3.1. Tensão Interfacial/Superficial 30
2.3.2. Ângulo de contato 31
3 Caracterização dos Materiais 33 3.1. Introdução 33
3.2. Caracterização dos fluidos 33
3.2.1. Introdução 33
3.2.2. Ensaios de Reologia 36
3.2.3. Tensão Superficial/Interfacial 41
3.2.4. Ângulo de contato 45
3.2.5. Atividade química dos fluidos 47
3.3. Caracterização dos folhelhos 47
3.3.1. Introdução 47
3.3.2. Análise granulométrica e Índices Físicos 48
3.3.3. Composição e distribuição mineralógica 50
3.3.4. Atividade química 56
3.3.5. Descrição dos espaços vazios 58
3.4. Conclusões 60
4 Ensaios Realizados na Célula de Difusão 61 4.1. Introdução 61
4.2. Equipamento e Metodologia de Ensaios 61
4.3. Ensaios de Interação Rocha-Fluido Realizados 65
4.3.1. Ensaios 1 e 2 67
4.3.2. Ensaio 3 69
4.3.3. Ensaio 4 71
4.3.4. Ensaio 5 75
4.3.5. Ensaio 6 77
4.4. Discussão dos resultados 80
4.4.1. Transmissão de Pressão 80
4.4.2. Difusão de Íons e Osmose 83
4.5. Conclusões 86
5 Conclusões e Sugestões Para Trabalhos Futuros 89 5.1. Conclusões 89
5.2. Sugestões para Trabalhos Futuros 90
6 Referências Bibliográficas 92
Lista de figuras
Figura 2. 1 - Fluxo osmótico de água através de uma membrana semi-permeável
perfeita. (Modificado de Hawkes & McLellan, 2000) 20
Figura 2. 2– Atuação do TAME nos poros do folhelho (van Oort, 2003) 24
Figura 2. 3 – Mecanismo de impermeabilização promovido na interface óleo-fluido de
poros (modificado de Dusseault & Gray, 1992) 24
Figura 2. 4– a) interface água – ar b) raio de poros 26
Figura 2. 5 – Meio poroso preenchido por fluido 27
Figura 2. 6 - Tensões interfaciais entre três fases distintas 28
Figura 2. 7 – Ângulo de contato e molhabilidade -a)Fluido Molhante b)Fluido Não-
molhante 32
Figura 3. 1 – Viscosímetro Fann 35A 36
Figura 3. 2 – Curvas de reologia dos fluidos base água 38
Figura 3. 3 – Curvas de reologia dos fluidos base óleo 38
Figura 3. 4 - Curvas de viscosidade dos fluidos base água 40
Figura 3. 5 - Curvas de viscosidade dos fluidos base óleo 40
Figura 3. 6 – Curva de reologia do óleo mineral 41
Figura 3. 7 – Vista frontal (a) e esquema (b) do Tensiômetro 41
Figura 3. 8 – (a) – Detalhe do anel do Tensiômetro (b) – Tensão interfacial gerada pela
ascensão do anel 42
Figura 3. 9 – Vista do Goniômetro SEO Phoenix 300 45
Figura 3. 10: (a) – Janela do programa SEO –Phoenix 300 (b) Detalhe da imagem da
gota 46
Figura 3. 11 – Ângulo de contato do óleo mineral 46
Figura 3. 12 – Curva granulométrica do folhelho B-L 48
Figura 3. 13. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração argila. 51
Figura 3. 14. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração total. 52
Figura 3. 15. Fotomicrografias da lâmina delgada do folhelho B-L mostrando carapaças
de foraminíferos parcialmente substituídas por carbonato de cálcio. Nicóis cruzados. 53
Figura 3. 16. Fotomicrografia do folhelho B-L. a) Resina azul (poros) e pontos amarelos
(micas). b) Poros preenchidos por Pirita. Nicóis cruzados 53
Figura 3. 17- Fotomicrografia das amostras do folhelho B-L. a) aglomerado de pirita
(clara) e fragmento de carapaça; elétrons retroespalhados; b) carapaça de foraminífero,
elétrons secundários 55
Figura 3. 18- a) carapaça de foraminífero preenchida por calcita, elétrons secundários; b)
grão de quartzo envolto pela matriz caulinítica, elétrons secundários. 55
Figura 3. 19 - a) Fotomicrografia do aglomerado de pirita preenchendo os poros da
rocha, elétrons secundários. b) EDS dos grãos de pirita (FeS2). 56
Figura 3. 20 – Intrusão acumulativa de mercúrio para os folhelhos B-L e B-S e celofane
58
Figura 3. 21 – Intrusão incremental para os folhelhos B-L e B-S e celofane 59
Figura 4. 1 – Esquema da célula de difusão (Muniz, 2003) 62
Figura 4. 2 – Separação das fases do fluido 63
Figura 4. 3 – Circuito de aplicação de pressão no topo (Modificado de Duarte, 2004) 64
Figura 4. 4 – Fase de saturação do CP04 – folhelho B-L 66
Figura 4. 5 – Fase de transmissão de pressão do corpo de prova de celofane 68
Figura 4. 6 – Fase de transmissão de pressão no folhelho B-S 69
Figura 4. 7 – Fase de transmissão de pressão do CP01 70
Figura 4. 8 – Fase de transmissão de íons do CP01 do folhelho B-L 71
Figura 4. 9 – Fase de transmissão de pressão com água pura – CP02 72
Figura 4. 10 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana pura – CP02 73
Figura 4. 11 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana e água pura – CP02
74
Figura 4. 12–Variação das pressões na fase de difusão de pressão e íons do CP02 74
Figura 4. 13 – Fase de transmissão de pressão do CP04 do folhelho B-L 76
Figura 4. 14 – Fase de transmissão de pressão e íons do CP04 do folhelho B-L 76
Figura 4. 15 – Fase de transmissão de íons do CP05 do folhelho B-L 78
Figura 4. 16 – Interpretação do ensaio realizado no CP05 79
Figura 4. 17 – Variação da pressão capilar em função do raio de poros, considerando
diferentes valores de tensão interfacial e ângulos de contato. 83
Lista de tabelas
Tabela 3. 1.-.Fluidos utilizados e suas respectivas composições 35
Tabela 3. 2 – Medidas de deflexão para os fluidos estudados 37
Tabela 3. 3 – Parâmetros reológicos dos fluidos 37
Tabela 3. 4 – Valores experimentais de tensão superficial fluido/ar e densidade 43
Tabela 3. 5 – Valores da tensão interfacial fluido/água 44
Tabela 3. 6 – Valores da atividade química dos fluidos 47
Tabela 3. 7– Dados iniciais e finais dos corpos de prova 49
Tabela 3. 8 - Análise química dos constituintes dos folhelhos 50
Tabela 3. 9– Valores de diâmetro médio de poros 59
Tabela 4. 1– Relação dos fluidos e respectivos corpos de prova 65
Tabela 4. 2– Dados iniciais e finais dos corpos de prova 66
Tabela 4. 3– Parâmetros utilizados na análise numérica do CP02 82
Tabela 4. 4 - Pressões capilares calculadas a partir dos diferentes raios de poros 86
Lista de símbolos
a1 Atividade química da água na região de baixa concentração
a2 Atividade química da água na região de alta concentração
A Área
Af Atividade química do fluido dos poros do folhelho
Afp Atividade do fluido de perfuração
B Parâmetro de poropressão de Skempton
d Diâmetro do anel de platina
D Diâmetro do corpo de prova
D50 Diâmetro dos poros correspondente a 50 % do volume total intrudido
Dm Coeficiente de difusão molecular
e Índice de vazios
E Módulo de elasticidade
F Fator de Harkins-Jordan
g Força devido a ação da gravidade
G Densidade dos grãos
H Altura do corpo de prova
K Permeabilidade
Kc Índice de consistência
Kmax Força máxima
Kp Força relativa ao peso do anel
Kt Força aplicada no transdutor
n Porosidade
nc Índice de comportamento
Pc Pressão capilar
Pm Pressão na fase molhante
Pn,m Pressão na fase não-molhante
PMs Peso molecular do soluto
PMw Peso molecular do solvente
r Raio de poro
r’ Raio de curvatura externo
r” Raio de curvatura interno
r* Média dos raios de curvatura
R Constante universal dos gases
S Grau de saturação
SD Desvio padrão
T Temperatura
v Volume
V Volume do corpo de prova
Vp Volume total de mercúrio injetado
Vw Volume parcial molar da água
w Umidade natural
W Peso do corpo de prova
α Coeficiente de reflexão ou eficiência de membrana
αL Dispersividade longitudinal
αT Dispersividade transversal
β Volume de líquido elevado
φm fator que varia de acordo com o volume molar o
γ Taxa de cisalhamento
γT Peso específico total
γw Peso específico da água
λ Fator admensional
ν Coeficiente de Poisson
νa Mobilidade da água
νs Mobilidade do soluto
θ Ângulo de contato
σa Tensão superficial do fluido a
σab Tensão interfacial entre os fluidos a e b
σb Tensão superficial do fluido b
σHg Tensão superficial do mercúrio
σm,nm Tensão interfacial entre o fluido molhante e não-molhante
σO Tensão superficial não corrigida
σs Tensão superficial do sólido
σsl Tensão interfacial entre o sólido e o líquido
σl Tensão superficial do líquido
σvf Termo devido à força de van der Waals
τ Tensão cisalhante
τ0 Limite de escoamento real
ρ Coeficiente de retardamento
ρl Massa específica do líquido
ρs Massa específica seca do solo
ψ Deflexão
Ω Voltagem medida no transdutor
Ωp Voltagem correspondente ao peso do anel
Ωm Valor médio de três medidas de voltagem máxima
∆P Incremento de pressão
∆Posm Pressão osmótica
∆u Variação de poropressão
∆σconf Variação de pressão confinante
Π Pressão osmótica teórica
1 Introdução
1.1 Motivação
O petróleo se acumula em reservatórios no interior da crosta terrestre em
camadas de rochas permeáveis ou em fraturas originadas a partir de movimentos
tectônicos. O folhelho, que é uma rocha sedimentar, de baixa permeabilidade e
presente em grande quantidade em toda coluna estratigráfica, atua, em muitos
reservatórios, como uma camada selante impedindo o fluxo deste petróleo até a
superfície.
A preparação de um poço para extração de petróleo passa pela perfuração de
várias camadas de rochas sobrejacentes ao reservatório. Neste processo, o
folhelho é a rocha que mais apresenta problemas de instabilidade, podendo
ocorrer enceramento de brocas, formação de cavernas na parede do poço,
obstrução do espaço anular, entre outros. Muitas das vezes, estes problemas são
ocasionados por interações físico-químicas entre o folhelho e o fluido de
perfuração.
A estabilidade de um poço de petróleo depende de variáveis relacionadas ao
tipo de rocha, tipo de fluido utilizado e valor de pressão aplicada no poço. Manter
a pressão do fluido maior no poço do que na formação, no momento da
perfuração, ajuda a manter estáveis as paredes do poço, favorecendo a estabilidade
do mesmo. Ao mesmo tempo, um diferencial de pressão excessivo, pode acarretar
em invasão do fluido na formação. Além das pressões impostas na perfuração, é
importante também controlar a transferência da fase líquida do fluido de
perfuração, que pode aumentar a pressão de poros na rocha diminuindo a tensão
efetiva, o que reduz a resistência da formação.
O procedimento para uma perfuração rápida, segura e que não gere muitos
custos é o interesse da indústria de petróleo. Estes estudos têm grande valia na
prática do desenvolvimento de fluidos de perfuração e compreensão do
comportamento da formação quando em contato com o fluido.
Introdução 18
Desta forma, conhecer o comportamento dessa rocha quando em contato
com diferentes fluidos de perfuração pode acarretar em soluções que minimizem
prejuízos para a indústria de petróleo e melhorem a qualidade e a produtividade
dos poços.
Os estudos na PUC-Rio estão muito bem representados pelos trabalhos de
Rabe (2003) e Muniz (2003). Em seu trabalho Rabe (2003) desenvolveu um
equipamento para realizar ensaios de imersão a pressão atmosférica e toda uma
metodologia de ensaios para caracterização de folhelhos. Muniz (2003) por sua
vez, desenvolveu um equipamento capaz de aplicar as condições de pressão “in
situ” e aplicar gradientes hidráulicos e químicos aos corpos de prova de forma a
obter os parâmetros de transporte do mesmo.
Os estudos experimentais para a avaliação da interação entre folhelhos e
fluidos foram iniciados através do desenvolvimento de equipamento para estudos
da difusão de pressão, sob condições unidimensionais, através de amostras de
folhelho submetidas a um gradiente de pressão aplicado por uma solução aquosa
salina com concentração distinta da concentração salina do fluido dos poros da
rocha (Muniz, 2003). Foram realizados ensaios em amostras de folhelhos
provenientes da Bacia de Campos e do Mar do Norte. Em seguida, Duarte (2004)
realizou ensaios utilizando fluidos de perfuração mais parecidos com os utilizados
em campo, verificando um bom desempenho do equipamento para trabalhar com
esse tipo de fluido.
1.2 Objetivo
1.2.1 Objetivo Geral
Esta dissertação tem como objetivo geral desenvolver metodologia para
obter experimentalmente a pressão capilar de diferentes fluidos em contato com
folhelhos comparando os valores obtidos com os calculados a partir da
caracterização dos fluidos e dos folhelhos individualmente.
Para isso, foram realizados ensaios na célula de difusão desenvolvida por
Muniz (2003) a qual permite simular as condições de pressão aplicadas no campo,
Introdução 19
avaliar a interação físico-química entre fluidos e rochas, além de determinar os
parâmetros de transporte de massa devido a gradientes químicos e hidráulicos.
A caracterização dos fluidos foi realizada através de ensaios de reologia,
determinação de ângulo de contato e tensão interfacial. Uma extensa campanha
experimental também foi realizada de forma a caracterizar o folhelho estudado.
1.2.2 Objetivos Específicos
Têm-se como objetivos específicos: i) Caracterizar os fluidos e folhelhos
utilizados; ii) medir a pressão capilar de fluidos base óleo em contato com
folhelhos e material sintético (celofane); iii) obter a permeabilidade e o coeficiente
de reflexão do folhelho estudado; iv) avaliar o comportamento do folhelho frente
a diferentes fluidos de perfuração; v) avaliar a equação de cálculo de pressão
capilar.
1.3 Escopo
O Capítulo 2 apresenta uma revisão bibliográfica sobre mecanismos de
transporte de massa, pressão capilar, tensão interfacial e ângulo de contato. O
Capítulo 3 descreve a caracterização dos materiais utilizados neste trabalho,
fluidos de perfuração e folhelho, fazendo uma abordagem em relação aos outros
materiais utilizados nessa mesma linha de pesquisa. O Capítulo 4 descreve
brevemente o equipamento utilizado para realização dos ensaios, apresenta os
ensaios realizados e a análise dos resultados dos ensaios experimentais e dos
resultados analíticos, fazendo uma avaliação das metodologias utilizadas. E,
finalmente, no Capítulo 5 apresentam-se as conclusões gerais e sugestões para
futuros trabalhos.
2 Revisão Bibliográfica
2.1 Introdução
Neste capítulo são brevemente apresentados os conceitos dos mecanismos
de transporte de massa envolvidos na perfuração de poços de petróleo e os
conceitos de pressão capilar, tensão superficial/interfacial e ângulo de contato.
2.2 Interação Folhelho - Fluido de Perfuração
Os folhelhos são rochas sedimentares argilosas que apresentam alta
porosidade e baixa permeabilidade. Este tipo de rocha representa mais de 75% das
formações perfuradas (Steiger & Leung, 1992), por isso a necessidade de se
conhecer adequadamente o comportamento da mesma quando em contato com
diferentes fluidos de perfuração, visto que a maioria dos problemas de
instabilidade ocorre durante a perfuração destas formações.
A instabilidade ocorre pois o folhelho pode ser extremamente reativo e o
contato com o fluido de perfuração, dependendo da sua composição, pode gerar
entrada ou saída de água e solutos na formação pelos mecanismos de transporte de
massa. Esses mecanismos influenciam a poropressão e as tensões efetivas da
formação, conseqüentemente, afetando sua compressibilidade, deformabilidade e
resistência.
O processo de fluxo de água devido a um gradiente químico é chamado de
osmose. Esse processo consiste da passagem do solvente, no caso a água, de uma
região de baixa concentração para uma região de alta concentração, quando as
duas fases líquidas estão separadas por uma membrana semi-permeável,
Figura 2. 1.
Revisão Bibliográfica 21
Figura 2. 1 - Fluxo osmótico de água através de uma membrana semi-permeável
perfeita. (Modificado de Hawkes & McLellan, 2000)
É chamada de membrana semi-permeável perfeita, uma membrana que tem
a capacidade de deixar passar somente líquido (a água), ou solvente, mas não
deixa passar sais dissolvidos na solução. Na verdade, no caso dos folhelhos, o que
se verifica é uma propriedade seletiva, isto é, o solvente passa de um lado para o
outro da membrana com muito mais facilidade do que os solutos (sais) existentes.
Neste caso, a membrana é chamada de semi-permeável imperfeita, pois permite
também a passagem de sais. As paredes das células dos seres vivos são
membranas semi-permeáveis naturais, regulando a passagem de sais e nutrientes
para dentro da célula ou para fora dela. Existem membranas sintéticas que exibem
a mesma propriedade. Talvez a mais comum delas seja o acetato de celulose, ou
celofane, que também é estudado nessa dissertação.
A osmose é devida à diferença de potencial químico, ou em outras palavras,
devida à diferença de concentração, ou ainda, atividade química entre os fluidos
presentes dos dois lados da membrana. A difusão é o processo de fluxo pelo qual
moléculas ou íons movem-se no sentido inverso ao da osmose, de regiões de
elevada concentração iônica para regiões de baixa concentração iônica.
Quando duas soluções, com diferentes concentrações iônicas, são separadas
em um mesmo recipiente por uma membrana semi-permeável perfeita, ocorre
espontaneamente a passagem de solvente da solução de baixa concentração no
sentido da solução de alta concentração, até que ocorra o equilíbrio. No ponto de
Revisão Bibliográfica 22
equilíbrio, a coluna de solução menos concentrada estará relativamente, abaixo da
coluna do lado da solução mais concentrada. Esta diferença de altura entre as
colunas das soluções corresponde à pressão osmótica, e essa pressão pode ser
obtida pela equação (2. 1) (Olsen et al., 1990):
=Π
2
1lnaa
VRT
w
(2. 1)
Onde:
R= Constante universal dos gases (0,082 L . atm / mol . K);
T= Temperatura absoluta (Kelvin);
Vw= Volume parcial molar da água (0,018 L / mol);
a1= Atividade química da solução na região de baixa concentração iônica;
a2= Atividade química da água na região de alta concentração iônica.
Considerando o folhelho como uma membrana semi-permeável perfeita
numa situação de poço, a atividade química é utilizada como um parâmetro
indicador da direção do fluxo de água entre o folhelho e o fluido de perfuração,
podendo-se calcular a pressão osmótica gerada, através da equação (2. 2) (Mody
& Hale, 1993, Tan et al., 2002).
=Π
f
fp
w AA
VRT ln
(2. 2)
Onde:
Afp= Atividade química do fluido de perfuração;
Af= Atividade química do fluido do folhelho.
Se a atividade do fluido de perfuração é maior que a atividade do folhelho
há fluxo de água do fluido de perfuração para a formação. Se ocorre o inverso, ou
seja, se a atividade do folhelho é maior que a atividade do fluido de perfuração,
ocorre fluxo de água da formação para o fluido. Esse é um fator que pode
aumentar a estabilidade do poço, visto que o fluxo de água saindo da formação
provoca uma queda na poropressão, aumentando a tensão efetiva e melhorando a
resistência da formação. Dessa forma, fluidos de perfuração mais concentrados, de
menor atividade, têm sido amplamente utilizados na indústria de petróleo com o
intuito de tentar garantir uma melhor estabilidade dos poços.
Revisão Bibliográfica 23
A atividade química de uma solução é a razão entre a pressão de vapor da
água medida nesta solução e a pressão de vapor da água pura, e é numericamente
igual à umidade relativa do ar em uma câmara fechada contendo esta solução
(Chenevert, 1970 e 1990). Dessa forma, Rabe (2003) sugere uma metodologia
baseada na proposta de Chenevert (1990), onde as medidas de atividade química
podem ser realizadas por meio de um termo-higrômetro. Neste caso, o fluido de
interesse, ou o folhelho, é inserido no interior de um erlenmeyer onde permanece
hermeticamente fechado. Após um período de estabilização é medida a umidade
relativa do ar que é numericamente igual à atividade química do mesmo.
Entretanto, como dito anteriormente, o folhelho é uma membrana semi-
permeável imperfeita, ou seja, exibe uma certa seletividade em relação à
passagem de íons. Esta capacidade que um folhelho tem de deixar passar ou não
os íons está relacionada com o chamado “coeficiente de reflexão”(α) ou eficiência
de membrana.
Segundo Tare et al. (2000), o conceito de coeficiente de reflexão foi
primeiramente proposto por Staverman (1951) e introduzido por van Oort et al.
(1995) em aplicações de estabilidade de poços. van Oort et al. (1995) definiram
que o coeficiente de reflexão do folhelho depende da mobilidade da água (νa) e do
soluto (νs) de acordo com a equação (2. 3) a seguir:
α = 1 – (νs / νa) (2. 3)
Se o folhelho reter completamente os íons e permitir a passagem de água é
considerado uma membrana semi-permeável perfeita, o que torna o coeficiente de
reflexão igual a 1. Mas, em se tratando de folhelhos, vários autores constataram
que o coeficiente de reflexão está entre 0 e 1, caracterizando-se como membranas
semi-permeáveis imperfeitas. Ewy & Stankovich (2002) e van Oort et al. (1995),
utilizando soluções salinas, acharam valores de eficiência de membrana variando
de 0 a 0,1 para os folhelhos estudados, tal qual Muniz (2003) e Duarte (2004).
Devido à dificuldade de se obter experimentalmente a mobilidade da água
(νa) e do soluto (νs), diferentes aparatos experimentais foram desenvolvidos (van
Oort et al. 1996, Tan et al. 2002, Ewy & Stankovich, 2002 e Muniz, 2003) de
forma a obter a pressão osmótica ( osmP∆ ) do folhelho e, através da equação (2. 4),
obter o coeficiente de reflexão.
Revisão Bibliográfica 24
Π∆
= osmPα
(2. 4)
Na realidade, segundo Schlemmer et al. (2002), em função do fluido de
perfuração utilizado, os folhelhos podem apresentar um comportamento de
membrana diferenciado, nomeado de membrana tipo 1, 2 ou 3, a saber:
A membrana tipo 1, característica do contato do folhelho com fluidos base
água, é construída dentro do folhelho. Para este tipo de membrana o filtrado do
fluido de perfuração, o tipo de folhelho e a composição do fluido de poros, assim
como as dimensões dos poros, permeabilidade, tipo de argilomineral e grau de
cimentação do folhelho, podem influenciar o coeficiente de reflexão (α). Segundo
Ewy (2000), esse tipo de membrana apresenta valores de α menores que 0,2.
A membrana tipo 2 evita interações físico-químicas entre o fluido e o
folhelho. Neste tipo de membrana o fluido de perfuração gera uma camada
relativamente impermeável interna ou externamente ao folhelho. Este tipo de
membrana é típico de silicatos, aluminatos e TAME (Thermally Activated Mud
Emulsion), Figura 2. 2.
Figura 2. 2– Atuação do TAME nos poros do folhelho (van Oort, 2003)
A membrana tipo 3 é associada com fluidos de perfuração base óleo, como
as emulsões inversas, e não depende da camada sólida depositada ou precipitada.
Uma camada móvel de fase contínua (não-molhante) separa a fase aquosa interna
do fluido de perfuração da água existente nos poros do folhelho. Esta diferença de
molhabilidade gera uma pressão capilar que impede a transmissão de pressão para
a formação (Figura 2. 3).
Revisão Bibliográfica 25
Figura 2. 3 – Mecanismo de impermeabilização promovido na interface óleo-fluido de
poros (modificado de Dusseault & Gray, 1992)
No começo dos estudos sobre eficiência de membrana, acreditava-se que o
folhelho fosse uma membrana semi-permeável perfeita, pois os fluidos base óleo
utilizados não causavam muitos problemas de estabilidade. Mais tarde, van Oort
(1994) constatou que o fato do bom desempenho dos fluidos base óleo na
perfuração de folhelhos, era, na verdade, devido a alta pressão capilar existente no
contato óleo-fluido de poros dos folhelhos. A pressão capilar atua como uma
barreira que impede a invasão de fluidos base óleo.
Paralelo ao bom desempenho dos fluidos base óleo quanto à estabilidade de
poços na perfuração, veio a preocupação em preservar o meio ambiente dos danos
causados pelo uso desse material. Em conseqüência disso, vêm sendo
desenvolvidos ao longo das últimas décadas, estudos de fluidos base água que
minimizem os danos ao meio ambiente e que apresentem a mesma eficiência,
quanto à estabilidade de poços, para a indústria petrolífera. Esse é o grande
desafio atual para os pesquisadores que estão envolvidos nesta área.
2.3 Pressão Capilar
Na indústria do petróleo, poucos trabalhos dizem respeito à determinação da
pressão capilar para estudos de estabilidade de poços e transmissão de pressão em
folhelhos. A grande maioria dos trabalhos publicados são direcionados a fluxo
Revisão Bibliográfica 26
bifásico ou trifásico em reservatórios, através de estudos de alteração de
molhabilidade, pressão capilar e permeabilidade relativa. Como exemplo tem-se
os trabalhos de Chattopadhyay et al. (2002), Zhang et al. (1996), Mulyadi &
Amin (2001) e Li & Firoozabadi (2000).
Cline et al. (1989) e Ballard & Dawe (1988) apresentam trabalhos
direcionados à alteração de molhabilidade. O primeiro se destina ao estudo de
alteração de molhabilidade de sólidos como a barita e a hematita, presentes nas
formulações de fluidos de perfuração. O segundo avalia a redução de
permeabilidade provocada pela alteração da molhabilidade na zona invadida pelo
fluido de perfuração em rochas reservatório.
Nesta seção é apresentada uma breve descrição do conceito de pressão
capilar e dos parâmetros envolvidos na sua determinação, de forma que o leitor
possa entender os termos aqui utilizados.
Quando dois fluidos imiscíveis estão em contato e contidos em uma
estrutura porosa, gera-se uma descontinuidade na pressão ao longo da interface
que separa os dois fluidos. A grandeza dessa descontinuidade depende da
curvatura da interface em determinada região do espaço poroso. A essa diferença
de pressão na interface é dado o nome de pressão capilar (Bear, 1975), e é
definida como:
mnmC PPP −= (2. 5)
Onde:
Pnm = Pressão na fase não-molhante;
Pm = Pressão na fase molhante.
Considerando um meio poroso não-saturado (água e ar), a pressão capilar
pode ser determinada considerando um elemento de área em um ponto da
interface água-ar, Figura 2. 4a.
A interface água-ar dentro de um poro possui dois raios de curvatura, r’e r”,
em planos ortogonais, Figura 2. 4b. Considerando o equilíbrio de forças no
elemento de área da interface água-ar, têm-se:
*.2
"1
'1. ,
, rrrPPP nmm
nmmmnmC
σσ =
+=−=
(2. 6)
Revisão Bibliográfica 27
Onde r* é a média aritmética dos raios de curvatura e σm,nm é a tensão
interfacial entre o fluido molhante e o não-molhante. A equação (2. 6) acima, é
chamada de Equação de Laplace para pressão capilar. Quanto menor os poros,
maior é a pressão capilar.
a) b)
Figura 2. 4– a) interface água – ar b) raio de poros (Bear, 1975)
Segundo Bear (1975), a pressão capilar depende da geometria dos espaços
vazios do meio poroso (distribuição do tamanho dos poros), da natureza do sólido
e dos líquidos em termos do ângulo de contato (θ) e do grau de saturação do meio,
pois o grau de saturação (S) do fluido molhante irá determinar o volume de fluido
acumulado como água pelicular. Em meios porosos naturais, a geometria dos
espaços vazios é extremamente complexa e irregular, não sendo possível sua
descrição analítica. Existe um modelo idealizado de meio poroso, equação (2. 7),
no qual adota-se para um tubo capilar de raio r:
θσ
cos..2 ,
=
rP nmm
c
(2. 7)
Onde σm,nm é a tensão interfacial entre o fluido molhante e o não-molhante e
θ é o ângulo entre a interface de contato do fluido molhante e do não-molhante
com a parede do tubo capilar.
Quando o raio de poros é mínimo, a pressão capilar é máxima, e quando o
raio de poros é máximo, a pressão capilar imposta é mínima.
Revisão Bibliográfica 28
A pressão do fluido não-molhante pode promover o deslocamento do fluido
molhante, ou seja, uma certa pressão deve ser alcançada no fluido não-molhante
para que este penetre no meio deslocando o fluido molhante. A mínima pressão
para iniciar esse deslocamento é chamada de pressão de limiar (threshold
pressure) ou pressão borbulante. (Bear, 1975). Neste estudo essa pressão está
sendo chamada de pressão capilar.
A seguir são apresentadas uma breve descrição e definição da tensão
interfacial e do ângulo de contato, termos estes que fazem parte da equação para
cálculo da pressão capilar.
2.3.1 Tensão Interfacial/Superficial
A tensão superficial está presente nas interfaces entre um gás e um líquido
ou entre um sólido e um gás, enquanto que a tensão interfacial está presente entre
dois líquidos ou dois gases imiscíveis, Figura 2. 5.
A tensão superficial surge nos líquidos como resultado do desequilíbrio
entre as forças agindo sobre as moléculas da superfície em relação àquelas que se
encontram no interior da solução. As moléculas de qualquer líquido localizadas na
interface líquido-ar realizam um número menor de interações intermoleculares
comparadas com as moléculas que se encontram no interior do líquido, pois as
moléculas do fluido à superfície encontram-se num equilíbrio dinâmico, o que
leva muitas delas a escaparem para a fase gasosa. A força resultante que atrai as
moléculas da superfície de um líquido para o seu interior torna-se o principal
obstáculo para a formação de bolhas e gotas. Como estas forças de coesão tendem
a diminuir a área superficial ocupada pelo líquido, observa-se freqüentemente
gotas adotarem a forma esférica, visto que esta é a geometria com menor razão de
área de superfície/volume. Pela mesma razão ocorre a formação dos meniscos e a
conseqüente diferença de pressões através de superfícies curvas ocasiona o efeito
denominado capilaridade. A esta força que atua na superfície dos líquidos dá-se o
nome de tensão superficial e, geralmente, quantifica-se a mesma determinando-se
o trabalho necessário para aumentar a área superficial (Behring et al., 2004).
Revisão Bibliográfica 29
Figura 2. 5 - Tensões interfaciais entre três fases distintas
A tensão superficial/interfacial pode ser obtida experimentalmente por
vários métodos como o do peso da bolha, o da ascensão capilar, placa de
Wilhelmy, do anel, dentre outros (Adamson, 1990).
O método da placa de Wilhelmy (1863) e do anel de du Noüy (1919)
necessitam de equipamentos específicos. Estes dois métodos apresentam boa
precisão para os resultados, menos que 2 % de erro, desde que o ângulo de contato
do fluido seja zero ou próximo de zero (Adamson, 1990).
Andersen et al (1988) analisaram o potencial do método da placa de
Wilhelmy mostrando que o sistema é eficaz na caracterização das tensões entre
óleos e salmouras. Cline et al (1989) adquiriram tensões interfaciais entre vários
fluidos (entre eles, parafina e óleo mineral) em contato com salmoura, utilizando o
mesmo método.
Yang & Gu (2004) utilizaram o método da gota pendente para verificar as
interações interfaciais entre óleo cru e CO2 utilizando altas pressões e elevadas
temperaturas, simulando condições de reservatório. Eles utilizaram um sistema de
análise do formato da gota axisimétrica (ADSA, axisymmetric drop shape
analysis).
O método da ascensão capilar apresenta erros experimentais bastante
elevados, acima de 20%. Isto se deve ao fato deste método, descrito por alguns
autores como o mais preciso, poder ser utilizado somente quando o ângulo de
contato, formado pelo menisco e a parede do tubo, for zero, como no caso dos
capilares (Behring et al, 2004).
O método dinâmico da oscilação, Srisankar (1987), permite a determinação
da tensão superficial em intervalos de tempo bastante curtos, mas trata-se de um
dos métodos mais complexos existentes. Por outro lado, a determinação da tensão
Revisão Bibliográfica 30
superficial fundamentada no desprendimento, como o método do peso da gota, um
dos mais antigos (Tate, 1864) ou volume da gota, é convenientemente mais
simples (Adamson, 1990).
No capítulo 3 será descrito o ensaio, utilizando o método do anel de du
Noüy, realizado para obtenção da tensão superficial dos fluidos estudados, o
funcionamento do equipamento, assim como os resultados obtidos. Esse método
foi escolhido por apresentar boa precisão e pelo fato de existir um exemplar do
equipamento disponível para os ensaios.
Por muitas vezes, por problemas diversos, é difícil a determinação direta da
tensão interfacial. Desta forma, alguns autores apresentam formulações a partir
das quais a tensão interfacial pode ser obtida com base nos valores de tensão
superficial de cada fluido separadamente.
Antonoff (1907) apresenta a equação (2. 8) onde a tensão interfacial entre
dois líquidos quaisquer em equilíbrio, é determinada pela diferença da tensão
superficial de cada um dos líquidos.
baab σσσ −= (2. 8)
Onde:
σa= Tensão superficial do fluido a;
σb= Tensão superficial do fluido b;
σab= Tensão interfacial entre os fluidos a e b.
Os trabalhos de Reynolds (1921) e Pound (1923) confirmam a validade
desta expressão. Woodman (1927) mostra que essa fórmula é válida para sistemas
com ácido acético/tolueno, enquanto que Nellensteyn & Roodenburg (1933)
encontraram esta validade para o sistema água/betume. Entretanto, Donahue &
Bartell (1952) afirmam que essa equação só pode ser aplicada a casos em que o
ângulo de contato entre os fluidos seja menor que 10º, visto que dados revelam
que essa regra só é aplicável a um grupo específico de fluidos.
Especialmente para sistemas compostos por hidrocarbonetos e água, duas
novas formulações foram propostas. Girifalco & Good (1957) introduziram a
equação (2. 9) onde a tensão interfacial é função de um parâmetro experimental
Revisão Bibliográfica 31
(Φm) relacionado ao volume molar dos dois líquidos, sendo que para
hidrocarbonetos e água, Φm varia de 0,5 a 0,7. 2/1)(2 bambaab σσφσσσ −+= (2. 9)
A partir da equação (2. 9), Fowkes (1962), propôs uma terceira expressão,
equação (2. 10). Segundo ele, as forças de atração entre a água e as moléculas de
hidrocarbonetos saturados são devidas às forças de van der Waals. σvf é o termo
devido a força de van der Waals que vale 21,8 ± 0.7 mN / m para a água a 20ºC.
2/1)(2 bv
baabf σσσσσ −+= (2. 10)
No Capítulo 3 são apresentados os resultados obtidos para a tensão
interfacial utilizando as equações acima.
2.3.2 Ângulo de contato
O ângulo de contato (também conhecido como ângulo de molhabilidade)
entre uma gota de um líquido com uma tensão superficial conhecida e uma
superfície sólida, depende da relação entre as forças adesivas, que fariam a gota se
espalhar sobre a superfície e as forças coesivas do líquido que querem contrair a
gota a uma esfera com uma superfície mínima. Se a gota repousa sobre uma
superfície homogênea perfeitamente nivelada, se forma um ângulo de contato (θ)
de equilíbrio entre o líquido e a superfície sólida. Este ângulo é o mesmo em
qualquer ponto da linha de três fases, onde se encontram o sólido, o líquido e a
fase de vapor (Labcontrol).
Quando a gota se expande, temos um ângulo de contato um pouco maior,
chamado ângulo de contato em avanço, do que quando a gota fica menor,
chamado ângulo de contato em retrocesso. A histerese do ângulo de contato,
relativa à diferença entre os ângulos de contato em avanço e retrocesso, é devida a
heterogeneidades geométricas e de energias superficiais do sólido. O ângulo da
tangente entre o sólido e o líquido é conhecido como ângulo de contato. O ângulo
de molhabilidade do líquido sobre o sólido se ajusta por si mesmo de modo que a
soma das forças é igual a zero. Esta inter-relação para o estado de equilíbrio é
Revisão Bibliográfica 32
descrita pela equação (2. 11) de Young. Um fluido é considerado molhante (tende
a molhar a superfície) quando 0° < θ < 90° e não-molhante quando 90° < θ < 180°
(Figura 2. 6).
θσσσ cos.lsls += (2. 11)
Onde:
σs = Tensão superficial do sólido;
σsl = Tensão interfacial entre o sólido e o líquido;
σl = Tensão superficial do líquido.
Medidas de ângulos de contato podem ser realizadas diretamente da imagem
da bolha sobre a superfície, utilizando-se microscópios ou goniômetros. A
metodologia para medição dos ângulos de contato dos fluidos utilizados neste
trabalho é apresentada no capítulo 3.
a) b)
Figura 2. 6 – Ângulo de contato e molhabilidade -a)Fluido Molhante b)Fluido Não-
molhante
O leitor que desejar se aprofundar mais no assunto referente a medidas de
pressão capilar, tensão superficial e ângulo de contato, pode recorrer a literaturas
mais específicas como as apresentadas por Adamson (1990), Bear (1975) e
Bikerman (1958). Referência básica neste assunto são 6 trabalhos publicados por
W.G. Anderson no Journal of Petroleum Technology nos anos de 1986 e 1987.
3 Caracterização dos Materiais
3.1 Introdução
Neste capítulo é apresentada a caracterização dos materiais, folhelhos e
fluidos, utilizados nessa dissertação, comparando-os com outros materiais já
utilizados nessa mesma linha de pesquisa e destacando os pontos mais relevantes.
Na primeira parte são apresentados os resultados dos ensaios, assim como a
metodologia utilizada para caracterizar os fluidos base óleo em relação à tensão
interfacial e ao ângulo de contato. São apresentados também os resultados dos
ensaios de reologia realizados no intuito de se conhecer o comportamento do
fluido. Os parâmetros reológicos têm aplicação direta no cálculo de perdas de
carga na tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos, fatores importantes
na etapa de perfuração de poços de petróleo.
Posteriormente, são apresentados os resultados da caracterização realizada
no folhelho B-L e no material sintético (celofane). A caracterização do folhelho
B-S já foi apresentada em outros trabalhos (Muniz, 2003; Rabe, 2003 e Duarte,
2004). O folhelho B-L é proveniente da Bacia de Campos localizada na
plataforma marítima brasileira, extraído de uma profundidade de 2842 m onde a
lâmina d’água é de 1127 m.
3.2 Caracterização dos fluidos
3.2.1 Introdução
Os fluidos de perfuração desempenham funções cruciais no processo de
perfuração: suspensão e carreamento de cascalhos, controle de pressão,
Caracterização dos Materiais 34
estabilização das formações, lubrificação e resfriamento. Para alcançar esses
objetivos, são adicionados aos fluidos de perfuração diferentes materiais, como
exemplo, baritina, argilas bentoníticas, salmouras de sulfato de cálcio, óxido de
cálcio, silicato, umidificantes, surfactantes entre outros (Word Oil, 2002). O tipo
de fluido, se base água ou base óleo, e sua respectiva composição química, é
escolhido de forma a permitir um equilíbrio entre as pressões das formações e as
pressões dentro do poço. Esse equilíbrio é fundamental, impedindo que o fluido
de perfuração invada a formação danificando a capacidade produtiva do poço,
bem como impedindo que o reservatório de petróleo produza de forma
descontrolada para dentro do poço, provocando “kicks” e “blow-outs”.
Os fluidos de perfuração são classificados de acordo com o componente
principal que compõe a fase contínua. Se a fase contínua for água este é conhecido
como fluido base água (WBM – water based mud) e se a fase contínua for óleo
este é chamado fluido base óleo (OBM –oil based mud). Um fluido de perfuração,
na prática, é normalmente chamado de lama de perfuração, devido aos sólidos
suspensos no mesmo. As emulsões são fluidos em que o óleo e a água co-existem,
necessitando-se de um emulsificante que promova a adequada estabilização do
sistema. Se a água está emulsificada no óleo, o sistema é conhecido como emulsão
inversa (invert emulsion).
Por muitos anos, os fluidos base óleo, cuja fase contínua era composta de
óleo diesel, foram utilizados com sucesso na perfuração de poços. Entretanto, a
utilização destes fluidos passou a ser condenada em várias partes do mundo pelo
fato de causar danos ao meio ambiente. Uma solução imediata para este problema
foi a substituição da fase contínua do fluido base óleo por fluidos sintéticos,
menos tóxicos e biodegradáveis. Apesar de apresentarem desempenho similar aos
fluidos base óleo tradicionais, estes fluidos são geralmente mais caros, levando a
indústria a continuar a pesquisa no desenvolvimento de outros fluidos.
Os fluidos base água, além de serem normalmente mais baratos e
potencialmente menos agressivos ao meio ambiente, provocam um menor dano na
rocha reservatório e favorecem a realização de perfis sísmicos (logs). Entretanto,
têm uma desvantagem em relação aos fluidos base óleo no momento de perfurar
folhelhos, visto que esta rocha costuma ser muito reativa quando em contato com
água, gerando problemas de instabilidade. Em relação à estabilidade de folhelhos,
o diferencial existente nos fluidos base óleo reside na elevada pressão capilar
Caracterização dos Materiais 35
gerada na interface fluido-folhelho que impede a transmissão de pressão para a
formação.
Segundo Serra (2003), os fluidos base água são utilizados principalmente na
perfuração das partes mais rasas de reservatórios profundos, em formações de
baixa permeabilidade e pouco sensíveis à água. Os fluidos base óleo são utilizados
onde a estabilidade e inibição do inchamento de folhelhos são necessários. Os
fluidos base óleo sintético têm desempenho similar aos base óleo, com a vantagem
de serem menos tóxicos e biodegradáveis, causando menos impacto ao meio
ambiente (Exploring for offshore oil and gas, 2001 e Synthetic, 2003).
Ao longo do desenvolvimento desta dissertação seis diferentes fluidos foram
utilizados na realização dos ensaios, sendo dois destes, fluidos de perfuração
sintéticos base óleo (Emulsão I e II), dois fluidos de perfuração base água (Goma
Xantana Pura e Goma Xantana Salina), além da parafina linear hidrogenada e do
óleo mineral. A nomenclatura apresentada entre parênteses será utilizada ao longo
da dissertação de modo a simplificar a leitura. A Tabela 3. 1 apresenta os fluidos
utilizados e suas respectivas composições. Tabela 3. 1.-.Fluidos utilizados e suas respectivas composições
Fluido Composição Parafina Linear Hidrogenada Pura Óleo Mineral Puro
Goma Xantana em solução salina Água deionizada, 8,59 Kg/m3 de goma Xantana, 57 Kg/m3 de KCl, bactericida
Goma Xantana em água pura Água deionizada, 8,59 Kg/m3 de goma Xantana, bactericida
Emulsão I Parafina Linear Hidrogenada/salmoura saturada
em NaCl – 60/40, 34,23 Kg/m3 de emulsificante e 17,12 Kg/m3 de CaO
Emulsão II Parafina Linear Hidrogenada/salmoura não
saturada de NaCl – 60/40, 28,5 Kg/m3 de CaO, 122,68 Kg/m3 de NaCl e 40 Kg/m3 de emulsificante
Cada componente adicionado ao fluido de perfuração age de forma a
melhorar uma determinada característica do mesmo como lubrificabilidade,
viscosidade, pH, densidade, entre outras. Estas propriedades são cuidadosamente
estudadas por engenheiros e químicos de forma a garantir um melhor desempenho
dos fluidos durante a perfuração.
No caso específico dos componentes apresentados na Tabela 3. 1, a cal
(CaO) utilizada nas emulsões I e II age como alcalinizante e saponificante. A
goma xantana é um polímero utilizado como viscosificante, atuando
Caracterização dos Materiais 36
principalmente na melhoria do carreamento e suspensão de cascalhos. O
bactericida é utilizado para eliminar o possível desenvolvimento de bactérias no
fluido e o emulsificante atua de forma a garantir uma mistura homogênea de dois
fluidos imiscíveis, água e óleo.
As emulsões utilizadas foram preparadas e fornecidas pelo CENPES-
Petrobrás, assim como a parafina hidrogenada pura. A goma xantana foi preparada
no LIRF-GTEP de acordo com a metodologia citada em Duarte (2004).
Os fluidos utilizados foram devidamente caracterizados de forma a obter
suas propriedades reológicas, tensão interfacial, ângulo de contato e atividade
química. Estas propriedades são importantes para entendimento do
comportamento destes fluidos durante a perfuração.
3.2.2 Ensaios de Reologia
A determinação das propriedades reológicas é fundamental para os estudos
de limpeza do poço, avaliação de pressões de poço e perda de carga no sistema.
Os parâmetros a serem obtidos são função do tipo de fluido (newtoniano ou não-
newtoniano) e do modelo reológico utilizado para caracterizá-lo. Diferentes
modelos reológicos são encontrados na literatura (Whittaker,1985, Bourgoyne et
al. 1986 e Machado, 2002) para caracterizar fluidos de perfuração, entretanto os
mais conhecidos são o Modelo de Bingham, o Modelo de Ostwald de Waale, o
Modelo de Herschel-Bulkley e o Modelo de Robertson-Stiff.
Figura 3. 1 – Viscosímetro Fann 35A
Os ensaios realizados seguiram a mesma metodologia apresentada por
Duarte (2004), onde, inicialmente, determinam-se, com auxílio de um
Caracterização dos Materiais 37
Viscosímetro Fann 35A (Figura 3. 1), as medidas de deflexão em função de
determinadas taxas de cisalhamento. A medidas de deflexão obtidas são
apresentadas na Tabela 3. 2. Em seguida, utilizando uma rotina específica do
software SIMCARR© 6 (Costa & Fontoura, 2004 e Costa et al., 2004), pode-se
adotar diferentes modelos reológicos, a partir dos valores das deflexões, e
verificar qual deles melhor se ajusta aos valores medidos. A escolha do modelo
que melhor se ajusta aos valores medidos é realizada com base no desvio padrão
fornecido pelo programa que informa o quão o fluido ensaiado se encaixa no
modelo adotado. Tabela 3. 2 – Medidas de deflexão para os fluidos estudados
Emulsão I Emulsão II G. Xantana Pura G. Xantana Sal. ψ 600 21 21 69 84 ψ 300 15 12 57 73 ψ 200 11 9 51 62 ψ 100 7 5 43 50 ψ 6 3 1 29 27 ψ 3 1 1 27 25
O modelo Herschel–Bulkley foi escolhido para representar os fluidos
ensaiados, visto que o mesmo apresentou o menor desvio padrão dentre os
modelos reológicos adotados. O modelo de Herschel–Bulkley, equação(3.1), é
considerado o mais completo em relação aos outros modelos, uma vez que sua
equação engloba três parâmetros a saber: Kc, índice de consistência, nc, índice de
comportamento e τ0, limite de escoamento real. Os valores determinados para os
parâmetros acima, obtidos através do uso do software SIMCARR© 6 são
apresentados na Tabela 3. 3 juntamente com o desvio padrão (SD) obtido em cada
ajuste.
0τγτ +
=
cn
cKo
para 0ττ >
0=o
γ para 0ττ ≤
(3.1)
Tabela 3. 3 – Parâmetros reológicos dos fluidos
Parâmetros Reológicos
τ0 (lb/100ft2) nc Kc (lbsn/100ft2) SD (lb/100ft2) Emulsão I 0,8917 0,6176 0,2938 0,7551 Emulsão II 0,6432 0,8362 0,0656 0,1601
Goma Xantana Pura 23,3361 0,4598 1,9572 0,3121 Goma Xantana Salina 12,9292 0,3483 6,6537 1,8923
Caracterização dos Materiais 38
A Figura 3. 2 e a Figura 3. 3 apresentam as curvas de reologia dadas pela
tensão cisalhante (τ) em função da taxa de cisalhamento ( ), respectivamente,
para os fluidos base água e base óleo.
o
γ
0,1
1
10
100
1000
1 10 100 1000 10000Taxa de cisalhamento (s-1)
Tens
ão C
isal
hant
e (lb
/100
ft2 )
Goma Xantana Salina
Goma Xantana Pura
Figura 3. 2 – Curvas de reologia dos fluidos base água
0,1
1
10
100
1000
1 10 100 1000 10000Taxa de cisalhamento (s-1)
Tens
ão C
isal
hant
e (lb
/100
ft2 )
Emulsão I
Emulsão II
Figura 3. 3 – Curvas de reologia dos fluidos base óleo
Da representação das curvas de reologia pode-se notar que os fluidos base
água apresentam tensões cisalhantes mais elevadas que os fluidos base óleo. Os
resultados da goma xantana estão de acordo com os ensaios realizados por Duarte
(2004). No gráfico da emulsão I (Figura 3. 3), mesmo apresentando um ponto fora
da curva, o modelo de Herschel-Bulkley foi o que apresentou o menor desvio
Caracterização dos Materiais 39
padrão. De forma a checar o resultado, um novo ensaio foi realizado apresentando
o mesmo comportamento.
A Figura 3. 4 e a Figura 3. 5 apresentam a variação da viscosidade em
função da taxa de cisalhamento, respectivamente, para os fluidos base água e base
óleo. Pode-se notar pelo gráfico da Figura 3. 4, que ocorre uma inversão de
valores de viscosidade entre a goma xantana salina e da goma xantana pura
quando se aumenta a taxa de cisalhamento. Apesar disso, percebe-se que a adição
de KCl não interfere significativamente na viscosidade dos mesmos. Observa-se
também que a viscosidade dos fluidos base água são mais elevadas que os fluidos
base óleo (Figura 3. 5).
Dos parâmetros reológicos mostrados na Tabela 3. 3, pode-se concluir que
os fluidos base óleo apresentam limite de escoamento (τ0) muito baixo, e os base
água apresentam limites de escoamento mais elevados, sendo o τ0 da goma
xantana pura maior que o da goma xantana salina. Pode-se dizer que estes fluidos
base água são pseudoplásticos mas tendem à viscoplasticidade e os base óleo são
pseudoplásticos. Nos índices de consistência Kc dos fluidos base óleo, observa-se
valores muito baixos e o da goma xantana salina apresenta valor de 6,65, um valor
bastante significativo, pois quanto maior o Kc, maior a viscosidade do fluido. Para
o índice de comportamento nc, percebe-se que todos os fluidos apresentam índice
de comportamento não newtoniano pseudoplástico, 0< n < 1. Os fluidos base óleo
apresentam valores próximos de 1, devido ao fato da parafina, que é a base das
emulsões I e II ser um fluido newtoniano (n=1). Os fluidos base água, mesmo
tendo água que é um fluido newtoniano como solvente, apresentam nc mais baixos
devido à goma xantana que confere ao fluido um caráter não-newtoniano.
Caracterização dos Materiais 40
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
1 10 100 1000 10000Taxa de Cisalhamento (s-1)
Vis
cosi
dade
(cP)
Goma Xantana Salina
Goma Xantana Pura
Figura 3. 4 - Curvas de viscosidade dos fluidos base água
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
1 10 100 1000 10000Taxa de Cisalhamento (s-1)
Vis
cosi
dade
(cP)
Emulsão I
Emulsão II
Figura 3. 5 - Curvas de viscosidade dos fluidos base óleo
O óleo mineral e a parafina são considerados Newtonianos devido a
proporcionalidade entre a tensão cisalhante e a taxa de cisalhamento na
representação gráfica dos mesmos. Como exemplo, é apresentado na Figura 3. 6 o
resultado do ensaio de reologia feito com o óleo mineral. A representação gráfica
de viscosidade versus taxa de cisalhamento é uma reta paralela ao eixo das taxas
de cisalhamento, pois a viscosidade é constante e igual a 57,6 cP.
Caracterização dos Materiais 41
0,1
1
10
100
1000
1 10 100 1000 10000Taxa de cisalhamento (s-1)
Tens
ão C
isal
hant
e (lb
/100
ft2 )
Óleo Mineral
Figura 3. 6 – Curva de reologia do óleo mineral
3.2.3 Tensão Superficial/Interfacial
Para a determinação experimental da tensão superficial dos fluidos base óleo
em estudo, foi utilizado o método do anel que mede a tensão superficial fluido/ar.
Este ensaio foi realizado no Laboratório de Caracterização de Fluidos do
Departamento de Engenharia Mecânica da PUC-Rio utilizando um Tensiômetro
(LAUDA TE1C) que é apresentado na Figura 3. 7.
(a) (b) Figura 3. 7 – Vista frontal (a) e esquema (b) do Tensiômetro
O método do anel consiste em colocar o fluido de interesse no béquer e
baixar o anel (Figura 3. 8a) até que este atravesse completamente a superfície do
fluido, girando o volante de posicionamento (Figura 3. 7b). O ensaio se inicia
Caracterização dos Materiais 42
quando o “parafuso sem-fim” (Figura 3. 7b) é acionado mecanicamente fazendo
com que o béquer com a amostra se desloque para baixo. Com a suspensão do
anel, surge uma força na interface fluido/ar (Figura 3. 8b) que é lida por um
transdutor de força e registrada por um voltímetro. O valor máximo medido
corresponde à força na iminência do rompimento da interface. De
aproximadamente 3 leituras realizadas é obtida uma média aritmética usada para
calcular a tensão superficial do fluido.
(a) (b) Figura 3. 8 – (a) – Detalhe do anel do Tensiômetro (b) – Tensão interfacial gerada pela
ascensão do anel
A voltagem medida no transdutor, Ω,é proporcional à força aplicada sobre
ele, Kt. Logo,
ΩΩ
=p
pt
KK
(3.2)
Onde, Ωp (0,408 Volts) é a voltagem que corresponde a Kp = 0,5 g x
9,78800 m/s2 = 4,8900 mN (peso do anel). Dividindo-se a força máxima durante o
teste, Kmáx por duas vezes o perímetro do anel de platina, de diâmetro (d) pode-se
calcular a tensão superficial não corrigida segundo a equação abaixo:
dK
πσ
2max
0 = (3.3)
Para este tensiômetro o diâmetro do anel é de 0,0191 m, então combinando
as duas equações acima pode-se obter:
m0 100Ω=σ (3.4)
Caracterização dos Materiais 43
onde Ωm é o valor médio (em Volts) das três medidas de voltagem máxima,
e σ0 é dado em mN/m.
Para se obter a tensão superficial do fluido, σa, é necessário aplicar um fator
de correção, F, conhecido como fator de Harkins-Jordan. Este fator leva em conta
o fato de que elevar meniscos de líquidos de massas específicas diferentes requer
forças diferentes. F é função da razão admensional λ≡d3/8β, onde β é o volume de
líquido elevado, na iminência do rompimento. Pode-se obter β dividindo-se a
força máxima pela massa específica do líquido, ρl, e pela ação da gravidade, g.
gd2
gK
l
0
l
máxρ
σπ=
ρ=β
(3.5)
Assim:
00
2l 04,71
16gd
σρ
=πσ
ρ=λ
(3.6)
A densidade do fluido é facilmente obtida pelo método do picnômetro,
seguindo as especificações do INMETRO, utilizando-se um picnômetro de
volume conhecido e um termômetro. Antes de iniciar o ensaio no tensiômetro,
pesa-se o conjunto (picnômetro + termômetro) e logo em seguida pesa-se o
conjunto (picnômetro + termômetro + fluido), de onde, por diferença, pode-se
obter o peso do fluido. Fazendo a divisão do peso do fluido pelo seu volume
chega-se ao valor da sua densidade, corrigida para a temperatura ambiente no
momento do ensaio.
O fator adimensional, F, se calcula através da equação (3.7) abaixo. 65432 003608,0045378,022933,059858,08675,072139,01971,1 λλλλλλ +−+−+−=F (3.7)
Daí obtém-se a tensão superficial com o auxílio da expressão a seguir:
0a Fσ=σ (3.8)
Tabela 3. 4 – Valores experimentais de tensão superficial fluido/ar e densidade
Fluido Tensão Superficial (mN/m)
Densidade (g/ml)
Temperatura (ºC)
Óleo Mineral 30,3 0,8708 22 Emulsão II 27,3 0,9112 21,5
Parafina 26,4 0,7679 22
A Tabela 3. 4 apresenta os valores obtidos para a tensão superficial fluido/ar
utilizando o método do anel para o óleo mineral, a parafina e a emulsão II.
Caracterização dos Materiais 44
Infelizmente, este ensaio não foi realizado na emulsão I devido a manutenção no
equipamento que até o momento encontra-se fora de uso.
Firoozabadi & Hauge (1990) publicaram valores de tensão superficial para o
sistema óleo mineral e ar de 27 mN/m para uma densidade de 0,80 g/cm3 e Zhang
et al. (1996) apresentam valores de 51,77 mN/m para tensão superficial de um
óleo branco medido pelo método do anel, com densidade de 0,88 g/cm3. Desta
forma, verifica-se que o valor obtido é consistente com os apresentados na
literatura.
O ensaio utilizando o método do anel, como dito anteriormente, fornece o
valor da tensão superficial fluido/ar. Entretanto, como o folhelho possui um fluido
de poros, deve-se obter, na verdade, a tensão interfacial entre fluido de
perfuração/fluido de poros. Para isto foram utilizadas três diferentes metodologias
apresentadas na revisão bibliográfica, considerando que a tensão superficial do
fluido presente nos poros do folhelho seja igual ao da água pura.
Segundo Adamson (1990) e Schlemmer (2002) a tensão superficial da água
(22ºC) equivale a 72,94 mN/m e 74,0 mN/m, respectivamente. Entretanto, o valor
de 67,2 mN/m foi determinado experimentalmente na presente pesquisa e será
utilizado nos cálculos da tensão interfacial fluido/água através das equações (2.8),
(2.9) e (2.10). Os valores obtidos são apresentados na Tabela 3. 5. Tabela 3. 5 – Valores da tensão interfacial fluido/água
GIRIFALCO (9) MN/M REFERÊNCIA
FLUIDO
ANTONOFF (8) MN/M
FOWKES (10) MN/M 0,5* 0,6* 0,7*
Óleo Mineral 36,9 46,09 52,37 34,32 43,35
Emulsão II 39,9 45,71 51,67 34,53 43,10
Parafina 40,8 45,62 51,48 34,63 43,05
* Variações do fator Φm
As equações propostas por Girafalco & Good (1957) e Fowkes (1962)
necessitam da utilização de um terceiro parâmetro experimental para a
determinação da tensão interfacial, que no caso, são, respectivamente, o Φm que
pode variar de 0,5 a 0,7 para tensões entre hidrocarbonetos e água, de acordo com
o volume molar das duas substâncias e o σvf que é o termo devido a força de van
der Waals adotado como 21,8 ± 0.7 mN / m para a água a 20ºC.
Caracterização dos Materiais 45
Desta forma, salienta-se que os valores calculados a partir destas equações,
são meramente qualitativos e apresentados simplesmente com o objetivo de
comparação.
3.2.4 Angulo de contato
Um grande esforço também foi realizado na tentativa de se medir o ângulo
de contato dos fluidos utilizando o método da bolha séssil, por meio de um
goniômetro (SEO- Phoenix300) (Figura 3. 9) pertencente ao Laboratório de
Caracterização de Fluidos do Departamento de Engenharia Mecânica da Puc-Rio.
O equipamento pode medir tensão superficial, energia de superfície, trabalho de
adesão e ângulo de contato pelos métodos de gotas/bolhas pendentes e
gotas/bolhas sésseis em contato com o ar.
Figura 3. 9 – Vista do Goniômetro SEO Phoenix 300
Esse equipamento consta de uma câmera filmadora que capta a imagem do
fluido sobre uma superfície e a envia para um computador. O software realiza a
análise matemática avançada do perfil da gota usando os métodos de Girifalco-
Good-Fowkes-Young, Owens-Wendt Geometric Mean, Wu Harmonic Mean, e
Lewis Acid/Base (site da SEO). Essa análise assegura medidas de ângulo de
contato na faixa entre 0 e 180 graus com ±0.1° de precisão, e tensões superficiais
de 10-1 até 103 mN/m com resolução de ±0.05 mN/m. Imagens com o resultado
do ensaio são disponibilizadas na tela do computador, como pode ser visto na
Figura 3. 10.
Caracterização dos Materiais 46
(a)
(b)
Figura 3. 10: (a) – Janela do programa SEO –Phoenix 300 (b) Detalhe da imagem da
gota
Quatro ensaios foram realizados neste equipamento utilizando o óleo
mineral característico por sua coloração azulada. Os resultados destes testes são
apresentados na Figura 3. 11, onde pode-se observar uma variação elevada entre
os ângulos de contato (θ) medidos. Os ensaios realizados com a parafina linear
hidrogenada não permitiram a captura de imagens em função da dificuldade de
visualização (material transparente) e também pelo espalhamento da mesma sobre
a superfície, o que impossibilitou o cálculo do ângulo de contato.
(a) θ = 5º
(b) θ = 22º
(c) θ = 26º
(d) θ = 9º
Figura 3. 11 – Ângulo de contato do óleo mineral
Em função do insucesso dos primeiros ensaios, optou-se pela não realização
de ensaios com as emulsões. No mesmo goniômetro, o método da gota pendente
foi utilizado na tentativa de se determinar a tensão superficial entre o fluido e o ar.
Infelizmente, os resultados também não foram confiáveis, devido à falta de
precisão na captura da imagem no momento de queda da gota do fluido. Os
problemas ocorridos na utilização do Goniômetro foram basicamente em função
de um defeito mecânico no sistema automático de geração da bolha que impedia o
controle e reprodutibilidade do volume da mesma.
Desta forma, decidiu-se seguir um procedimento comumente adotado na
literatura (van Oort, 1994 e Schlemmer et al., 2002) que consiste em considerar
como zero o ângulo de contato no sistema fluido/folhelho para o cálculo da
pressão capilar de entrada.
Caracterização dos Materiais 47
3.2.5 Atividade química dos fluidos
A atividade química dos fluidos é fundamental para a determinação da
pressão osmótica teórica que é gerada quando se coloca dois fluidos separados por
uma membrana semi-permeável perfeita. As medidas de atividade química foram
realizadas por meio de um termo-higrômetro como proposto por Chenevert (1970
e 1990) seguindo a metodologia sugerida por Rabe (2003). Neste caso, o fluido de
interesse é inserido no interior de um erlenmeyer onde permanece hermeticamente
fechado. Após um período de estabilização é medida a umidade relativa do ar que
é numericamente igual à atividade química do mesmo. Os ensaios foram
realizados com todos os fluidos salinos estudados, fornecendo os valores
representados na Tabela 3. 6. Tabela 3. 6 – Valores da atividade química dos fluidos
FLUIDO ATIVIDADE QUÍMICA Goma Xantana em solução salina 0,986
Emulsão I 0,826 Emulsão II 0,938
3.3 Caracterização dos folhelhos
3.3.1 Introdução
A caracterização do folhelho B-L constou de ensaios de granulometria,
composição mineralógica e textural, porosimetria e atividade química, dos quais
só serão mostrados os resultados, visto que a metodologia para tal pode ser
encontrada nas normas da ABNT e referências citadas ao longo do texto. Uma
comparação entre este folhelho e outros já estudados é realizada ao longo da
dissertação.
3.3.2 Análise granulométrica e Índices Físicos
A análise granulométrica foi realizada por peneiramento fino e
sedimentação seguindo as normas da ASTM onde, inicialmente, 50 g do folhelho
Caracterização dos Materiais 48
previamente destorroado e passante na peneira de 40# é agitado em solução
aquosa juntamente com um defloculante. Após todo o processo de sedimentação,
o material é peneirado a úmido na peneira 200# e, em seguida, encaminhado para
o peneiramento fino.
Os resultados mostram que o folhelho B-L é composto por 12,1 % partículas
dimensão areia, 48,2 % de silte e 39,7 % de argila. Esse folhelho pode ser
classificado como silto-argiloso, diferentemente do folhelho B-S estudado por
Rabe (2003), que é considerado predominantemente argiloso, composto por 13 %
de areia, 37 % de silte e 50 % de argila.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos Grãos (mm)
Porc
enta
gem
que
pas
sa (%
)
Folhelho B-L
Figura 3. 12 – Curva granulométrica do folhelho B-L
Para o cálculo dos índices físicos foram determinadas a densidade dos
grãos, a umidade natural e as dimensões e peso de cada corpo de prova antes de
sua utilização na célula de difusão. A densidade dos grãos (G) foi obtida pelo
método do picnômetro, seguindo as normas da ABNT, fornecendo um valor de
2,74 para o folhelho B-L. O teor de umidade natural de 8,22 % foi medido
utilizando a metodologia da ASTM, que consiste na secagem da amostra
preservada em estufa a 105ºC por um período de 24h. Este teor de umidade foi
determinado utilizando pedaços do folhelho B-L preservados em óleo mineral.
Este teor de umidade é considerado igual para todos os corpos de prova ensaiados.
O grau se saturação (S), índice de vazios (e) e a porosidade (n) foram
determinados utilizando as equações (4. 2), (4. 3) e (4. 4) para cálculo dos índices
físicos em meios porosos, Lambe & Whitman (1969).
Caracterização dos Materiais 49
VW
s =ρ (4. 1)
eGwS =
(4. 2)
1G)w1(
es
w −ρ
ρ+=
(4. 3)
1001 e
en+
= (4. 4)
Onde:
ρw= Massa específica da água;
W= Peso total;
V= Volume total;
Tabela 3. 7– Dados iniciais e finais dos corpos de prova
Corpos de Prova B-L
CP01 CP02 CP04 CP05 B-S Parâmetros
I F I F I F I F I F H (mm) 17,12 17,14 15,37 15,6 15,47 15,53 16,88 17,05 16,41 --- D (mm) 38,05 38,07 38,02 38,13 38,01 38,15 38,00 38,03 38,13 --- W (g) 46,71 46,81 41,94 41,96 41,82 41,84 46,19 46,33 41,33 --- w (%) 8,22 8,41 8,22 8,9 8,22 7,92 8,22 8,96 12,72 12,72
V (cm3) 19,46 19,51 17,45 17,81 17,55 17,75 19,14 19,36 18,73 --- ρs (g/cm3) 2,39 2,39 2,40 2,35 2,38 2,36 2,41 2,39 2,21 ---
G 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,69* --- e 0,235 0,238 0,234 0,267 0,245 0,255 0,229 0,248 0,375 ---
S (%) 95,53 96,65 96,38 91,45 92,07 85,24 98,38 98,99 91,12 --- n (%) 19,07 19,25 18,94 21,06 19,65 20,29 18,63 19,87 27,32 ---
(*) Muniz (2003)
Na Tabela 3. 7 encontram-se os resultados para cada corpo de prova,
calculados no início e no fim de cada ensaio na célula de difusão, sendo quatro
CP’s provenientes do folhelho B-L e apenas um do B-S.
Observa-se que o folhelho B-L apresenta valores médios de índices de
vazios (0,24) e porosidade (19 %) muito inferiores aos folhelhos já estudados por
Muniz (2003) e Duarte (2004), que têm em média índices de vazios de 0,40 (B),
0,69 (B-S), 0,86 (N) e porosidades de 29 % (B), 41 % (B-S), 46 % (N). Esta
estrutura mais fechada pode representar uma maior dificuldade de fluxo tanto de
água quanto de íons através desse folhelho.
Caracterização dos Materiais 50
3.3.3 Composição e distribuição mineralógica
O folhelho B-L foi caracterizado mineralogicamente através da análise
química, da difratometria de raios (DRX), microscópio petrográfico e microscopia
eletrônica de varredura (MEV).
Para se realizar a análise da composição do folhelho foi utilizado a técnica
de Fluorescência de Raios-X, com a qual pode-se conhecer a composição química
dos constituintes da rocha. A fusão para a determinação dos óxidos foi obtida com
tetraborato de lítio, conforme informações da Lakefield Geosol Laboratórios Ltda,
que realizou esse ensaio. Na Tabela 3. 8 estão os resultados das análises químicas
do folhelho B-L. Com objetivo de comparação, também é apresentada a análise da
amostra B-S realizada por Rabe (2003). Tabela 3. 8 - Análise química dos constituintes dos folhelhos
Folhelho Composição (%) B-L B-S*
SiO2 34,6 47,4 Al2O3 11,8 13,8 CaO 21,1 9,7 P.F. 22,36 12,84
Fe2O3 4,5 5,9 K2O 1,5 3,6 MgO 1,6 2,4 Na2O 1,1 2,5 TiO2 0,59 0,88 P2O5 0,11 0,21 MnO 0,05 0,09 BaO 0,03 0,0641
P.F. = Perda ao fogo (*) Rabe (2003)
A análise química forneceu elevado teor de óxido de cálcio (CaO), um
indicador da presença de calcita (CaCO3) e baixa concentração de dolomita
(CaMg(CO3)2), que também foi observado através do microscópio petrográfico e
da difratometria de raios-X.
Foi utilizada a técnica de difratometria de raios-X (Carrol, 1970), para
identificar os minerais presentes no folhelho B-L, utilizando lâminas de fração
total e fração argila preparadas pelo método da pipetagem. As amostras foram
analisadas através da difratometria de raios-X, com a leitura do 2θ variando de 5 a
90 graus, em um difratômetro da marca SIEMENS modelo D-5000 com radiação
Cu K α, do Departamento de Ciência dos Materiais e Metalurgia - PUC-Rio.
Caracterização dos Materiais 51
A fração argila é constituída principalmente por argilominerais do grupo da
caulinita. Já a fração total é constituída principalmente por quartzo, calcita e
caulinita. Para uma melhor identificação dos constituintes mineralógicos,
principalmente da fração argila, ainda faz-se necessário um tratamento prévio das
lâminas por aquecimento e glicolagem. A Figura 3. 13 e a Figura 3. 14 mostram
os difratogramas de raios-X do folhelho B-L.
Figura 3. 13. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração argila.
Lâminas delgadas foram preparadas para realização de microscopia óptica e
eletrônica de varredura. Estas lâminas foram descritas e fotografadas através de
um microscópio petrográfico Zeiss modelo Axeoplan, indicando que
composicionalmente e texturalmente as amostras de fração total e fração argila
são muito semelhantes. A rocha é de coloração amarronzada e constituída
essencialmente por: calcita (cimento), quartzo, caulinita/esmectita/ilita,
secundariamente clorita e minerais opacos (sulfeto de ferro). Os argilominerais
estão intimamente associados ao cimento carbonático (calcita). A rocha é de
granulometria fina e relativamente homogênea, não sendo observadas estruturas
sedimentares ou gradação granulométrica.
Caracterização dos Materiais 52
Figura 3. 14. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração total.
Devido a granulometria muito fina da rocha é difícil individualizar os
minerais que constituem a sua matriz utilizando microscópio petrográfico. Nas
lâminas pôde-se observar uma grande concentração de microfósseis de
organismos marinhos, principalmente carapaças de foraminíferos. As carapaças
tem em média 0,5 mm e encontram-se parcialmente substituídas por calcita
(CaCO3) e eventualmente por pirita (FeS2), como pode ser observado na
Figura 3. 15 obtida com aplicação de luz polarizada tipo nicóis cruzados.
Figura 3. 15. Fotomicrografias da lâmina delgada do folhelho B-L mostrando carapaças
de foraminíferos parcialmente substituídas por carbonato de cálcio. Nicóis cruzados.
Com o objetivo de realçar a porosidade da rocha, as amostras foram
impregnadas com resina azul, segundo o método proposto por Cesero (1989).
Caracterização dos Materiais 53
Neste estudo verificou-se que a porosidade da rocha é baixa, os poros são
irregulares e se desenvolvem principalmente na forma de fraturas (Figura 3. 16).
Observou-se também a existência de pequenos poros formados no interior das
carapaças dos foraminíferos, no entanto esses poros ocorrem de forma isolados e
não foram preenchidos com a resina azul. A grande concentração de cimento
carbonático na matriz da rocha e a presença de minerais opacos (pirita)
diagenéticos contribuem para a diminuição da porosidade. Estes dados confirmam
os resultados obtidos através da porosimetria. A resina azul indica a presença de
poros e os pontos amarelos são micas.
a) b) Figura 3. 16. Fotomicrografia do folhelho B-L. a) Resina azul (poros) e pontos amarelos
(micas). b) Poros preenchidos por Pirita. Nicóis cruzados
O microscópio eletrônico de varredura (MEV) foi utilizado com objetivo de
obter uma análise mais detalhada dos constituintes mineralógicos e da textura da
rocha, principalmente da porosidade. O uso desta técnica vem se tornando mais
freqüente por fornecer informações de detalhe, com aumentos de até 300.000
vezes (Duarte et al., 2003).
As análises foram realizadas no Digital Scanning Microscope – Modelo
DSM 960 – Marca Zeiss, pertencente ao Laboratório de Microscopia Eletrônica
do Departamento de Ciência dos Materiais e Metalurgia. Foram analisadas duas
amostras, uma lâmina delgada e um fragmento da rocha. Os minerais não
condutores de corrente elétrica para serem analisados no MEV/EDS devem ser
previamente metalizados. A metalização consiste na precipitação, a vácuo, de uma
película micrométrica de material condutor (e.g., ouro ou carbono) sobre a
superfície do mineral, possibilitando a condução da corrente elétrica. Dessa forma
Caracterização dos Materiais 54
as amostras foram metalizadas com ouro, utilizando-se um Metalizador Balzers –
SCD 050.
Através do MEV foi possível confirmar que o folhelho B-L apresenta uma
granolumetria muito homogênea (Figura 3. 17a) e que é constituído
principalmente por quartzo, calcita, caulinita e pirita. A calcita ocorre espalhada
por toda a rocha na forma de cimento, contribuindo para a diminuição da
porosidade do material (Figura 3. 17a). É comum a presença de carapaças de
invertebrados (Figura 3. 17b), principalmente de foraminíferos, as quais estão
preenchidas por calcita (Figura 3. 18a) e eventualmente por grãos bem
cristalizados de pirita (FeS2). A Figura 3. 18b apresenta um grão de quartzo
envolto pela matriz caulinítica. Na Figura 3. 19a observa-se um aglomerado de
pirita preenchendo os poros da rocha e na Figura 3. 19b é apresentado o EDS
confirmando a composição química da pirita.
a)
b)
Figura 3. 17- Fotomicrografia das amostras do folhelho B-L. a) aglomerado de pirita
(clara) e fragmento de carapaça; elétrons retroespalhados; b) carapaça de foraminífero,
elétrons secundários
Caracterização dos Materiais 55
a)
b)
Figura 3. 18- a) carapaça de foraminífero preenchida por calcita, elétrons secundários; b)
grão de quartzo envolto pela matriz caulinítica, elétrons secundários.
a)
b) Figura 3. 19 - a) Fotomicrografia do aglomerado de pirita preenchendo os poros da
rocha, elétrons secundários. b) EDS dos grãos de pirita (FeS2).
Caracterização dos Materiais 56
3.3.4 Atividade química
A atividade química do folhelho foi obtida pelo mesmo método utilizado
para determinar as atividades químicas dos fluidos, o método do termo-
higrômetro. Tendo sido fragmentadas as amostras indeformadas do folhelho para
que aumentasse a superfície de contato entre a rocha e a atmosfera, e esperado a
homogeneização da pressão de vapor no interior do erlenmeyer, chegou-se ao
valor de 0,85 para a atividade química do folhelho B-L. Essa é a menor atividade
química obtida entre os folhelhos já estudados. Rabe (2003), apresenta valores de
0,917 para o folhelho B, 0,954 para o folhelho B-S e 0,923 para o folhelho N
proveniente do Mar do Norte.
3.3.5 Descrição dos espaços vazios
É de fundamental importância caracterizar o espaço poroso dos folhelhos,
para o melhor entendimento dos processos de transferência de massa. Nessa
dissertação, o raio de poros do folhelho se mostra de grande valor para o cálculo
teórico da pressão capilar, a qual será posteriormente comparada aos valores
experimentais, obtidos dos ensaios na célula de difusão.
Os folhelhos B-L e B-S, e o celofane foram ensaiados pelo método de
porosimetria por injeção de mercúrio (Ritter and Drake,1945) capaz de medir
poros de 0,003 µm a poros com dezenas de micrometros.
Inicialmente as amostras estruturadas dos folhelhos foram moldadas em
formas cilíndricas de modo que pudessem ocupar um maior volume dentro da
câmara de vidro do penetrômetro e, em seguida, foram secas em estufa à 60ºC por
24h de modo a retirar a água livre. Retalhos de celofane, restantes da produção
dos corpos de prova utilizados no ensaio de difusão, foram utilizados no ensaio de
porosimetria.
O equipamento utilizado foi o porosímetro Autopore III, pertencente ao
núcleo de catalisadores do Centro de Pesquisas da Petrobrás (Cenpes). Este
equipamento é capaz de medir o volume de mercúrio injetado nos poros da
amostra, para uma determinada pressão aplicada. O volume injetado é obtido
Caracterização dos Materiais 57
através de medidas de capacitância elétrica oriundas de um capacitador cilíndrico
coaxial.
O procedimento de ensaio consiste em colocar a amostra no interior da
câmara de vidro do penetrômetro, onde é submetida a uma pressão de vácuo de
50 mmHg, cujo objetivo é a retirada de ar e o preenchimento do tubo capilar com
o mercúrio. Baixos níveis de pressão são aplicados de forma a envolver toda a
superfície da amostra com mercúrio.
Em seguida a amostra é submetida a pressões crescentes que podem atingir
até 414 MPa, que é a capacidade de injeção do equipamento. A cada estágio, um
período de 10s é necessário para a estabilização da pressão aplicada, independente
do nível de variação da mesma, o que torna o tempo de execução dos ensaios
muito curto.
O raio de poros (r) é função da tensão interfacial (superficial) do fluido
intrudido que no caso é o mercúrio (σHg = 484,6 ± 1,5 N/mm), do ângulo de
contato (θ varia entre 130º e 150º) e de cada incremento de pressão aplicado (∆P),
e pode ser obtido através da equação de Washburn (1921).
Pr Hg
∆=
θσ cos2
(3. 9)
Os resultados deste ensaio são apresentados em gráficos que relacionam o
diâmetro de poros ao volume de mercúrio intrudido (% de Vp) na forma
acumulativa e incremental. A Figura 3. 20 apresenta os resultados, em termos de
intrusão acumulativa, obtidos para os folhelhos B-L e B-S e o celofane, na qual
pode-se avaliar, a mediana dos diâmetros dos poros (D50) que representa o
diâmetro de poros correspondente a 50 % do volume total intrudido. Os valores
obtidos correspondem, respectivamente, a 0,0177 µm e 0,0788 µm para o folhelho
B-L e B-S. O celofane apresenta valor de mediana dos poros de 0,0074 µm e
cerca de 66% dos poros desse material têm tamanho inferior a 0,01 µm. Pode-se
observar que o folhelho B-L possui uma distribuição de poros mais uniforme com
cerca de 80 % destes compreendidos entre 0,009 a 0,035 µm. O que não acontece
com o folhelho B-S que apresenta uma variação maior de tamanho de poros com
cerca de 80 % destes compreendidos entre 0,015 e 0,15 µm.
Caracterização dos Materiais 58
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos poros (µm)
Intru
são
acum
ulat
iva
(% d
e V
p)
CelofaneFolhelho B-LFolhelho B-S
Figura 3. 20 – Intrusão acumulativa de mercúrio para os folhelhos B-L e B-S e celofane
A Figura 3. 21 apresenta a distribuição de diâmetro de poros em função da
intrusão incremental. A partir deste gráfico verifica-se que o folhelho B-L
apresenta cerca de 75 % dos poros com diâmetro variando de 0,01 a 0,03 µm, o
folhelho B-S apresenta cerca de 34 % dos poros com diâmetro variando de 0,09 a
0,12 µm e o celofane apresenta 87,4% dos poros variando de 0,003 a 0,03 µm.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos poros (µm)
Intru
são
incr
emen
tal (
% d
e V
p)
CelofaneFolhelho B-LFolhelho B-S
Figura 3. 21 – Intrusão incremental para os folhelhos B-L e B-S e celofane
A partir deste ensaio é possível determinar a porosidade interconectada, que
foi de 14,0 % e 33,8 %, respectivamente, para os folhelhos B-L e B-S. Estes
Caracterização dos Materiais 59
valores são naturalmente menores que os obtidos através dos índices físicos que
mede a porosidade total, ou seja, considerando os poros conectados ou não. O
celofane apresenta porosidade interconectada de 5,6 % obtida apenas pelo ensaio
de porosimetria, visto não ser possível obter sua porosidade através de índices
físicos.
O ensaio de porosimetria por injeção de mercúrio fornece valores de
diâmetro médio dos poros de 3 formas diferentes: i) em termos de volume (v); ii)
em termos de área (A) e iii) em termos de 4v/A. A Tabela 3. 9 apresenta estes
valores obtidos para os folhelhos e o celofane. Tabela 3. 9– Valores de diâmetro médio de poros
4v/A (µm) Volume (µm) Área (µm) Celofane 0,0068 0,0074 0,0064 Folhelho B-S 0,0327 0,0788 0,0134 Folhelho B-L 0,0148 0,0177 0,0130
Bol (1992) e van Oort (1996) admitem que o raio médio dos poros dos
folhelhos está em torno de 5 nm e 10 nm, respectivamente, ou seja, o diâmetro
médio dos raios dos poros é de 0,005 a 0,01 µm. Por meio dos ensaios realizados
nesse trabalho e nos resultados mostrado por Rabe (2003) pode-se verificar que
esses valores estão subestimados em relação aos folhelhos aqui estudados.
3.4 Conclusões
Nesta seção, uma caracterização extensa dos fluidos utilizados nesta
dissertação é apresentada. O estudo de reologia dos fluidos mostra que os mesmos
são classificados como pseudoplásticos não Newtonianos. Os ensaios de ângulo
de contato, em função de problemas mecânicos do equipamento, infelizmente, não
apresentaram resultados satisfatórios. Dessa forma, recomenda-se adotar como
zero o ângulo de contato para o cálculo da pressão capilar (van Oort, 1994 e
Schlemmer, 2002).
A tensão superficial dos fluidos foi determinada e a tensão interfacial
estimada, seguindo três diferentes metodologias apresentadas na literatura. Em
função dos resultados apresentados, utilizou-se os valores obtidos pela regra de
Caracterização dos Materiais 60
Antonoff (1907) para estimativa da pressão capilar, visto que para essa regra não
se necessitava de outros parâmetros além das tensões superficiais do fluidos.
Os ensaios de caracterização mostraram que o folhelho B-L apresenta
granolumetria fina e homogênea podendo ser classificado como silto-argiloso e
sendo composto, principalmente, por quartzo, calcita, caulinita e pirita. Este
folhelho apresenta uma baixa porosidade decorrente da alta concentração de
carbonato de cálcio que age como material cimentante.
Os ensaios de porosimetria mostraram que o folhelho B-L apresenta
diâmetro de poros bem menores que os outros folhelhos já estudados nessa mesma
linha de pesquisa. Somente com base na porosimetria, pode-se prever uma maior
restrição ao fluxo e uma maior pressão capilar dos fluidos em contato com este
folhelho.
Os valores de tensão interfacial e diâmetro de poros obtidos, serão utilizados
para o cálculo da pressão capilar que, posteriormente, será comparada aos valores
obtidos experimentalmente nos ensaios realizados na célula de difusão.
4 Ensaios Realizados na Célula de Difusão
4.1 Introdução
Neste capítulo é apresentada uma breve descrição do equipamento utilizado,
assim como a metodologia adotada nos ensaios realizados. Na seqüência,
apresentam-se os resultados e análise dos ensaios com uma comparação dos
valores de pressão capilar obtidos analiticamente e experimentalmente, e
finalmente, as conclusões do capítulo.
Os ensaios aqui apresentados tiveram como objetivo: i) avaliar a pressão
capilar de fluidos base óleo em contato com folhelhos e material sintético
(celofane); ii) obter a permeabilidade e o coeficiente de reflexão do folhelho
estudado; iii) avaliar o comportamento do folhelho frente a diferentes fluidos de
perfuração.
4.2 Equipamento e Metodologia de Ensaios
Os ensaios foram realizados na célula de difusão, Figura 4. 1, desenvolvida
por Muniz (2003). A célula de difusão é capaz de simular condições “in situ” e
aplicar gradientes hidráulicos e químicos a corpos de prova de folhelho, de forma
a avaliar a interação desta rocha com diferentes fluidos de perfuração.
Os ensaios na célula de difusão constam de quatro fases distintas: saturação
do corpo de prova, consolidação, transmissão de pressão e difusão de íons.
A fase de saturação consiste no preenchimento dos vazios do corpo de prova
por água, aplicando-se pressão confinante em estágios sob contrapressão e
medindo-se as variações de poropressão. Para verificar o grau de saturação do
corpo de prova, utiliza-se o parâmetro B de Skempton (1954) dado pela equação
(4. 1):
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 62
conf
uBσ∆∆
= (4. 1)
Onde:
∆u = variação da poropressão;
∆σconf = variação da pressão confinante.
Figura 4. 1 – Esquema da célula de difusão (Muniz, 2003)
Os estágios de confinamento acontecem até o momento em que o valor do
parâmetro B se mostra constante, e não necessariamente próximo de 1, visto que
estamos trabalhando com rochas que podem estar saturadas mesmo com valores
de B abaixo da unidade.
Considerada satisfatória a saturação, o corpo de prova é colocado para
consolidar por no mínimo 18h, pois, segundo Muniz (2003), este período de
tempo é suficiente para estabilização das pressões e deformações aplicadas em
corpos de prova de folhelhos. Esta etapa é realizada de forma a garantir que o
excesso de poropressão gerado quando se impõe o carregamento ao corpo de
prova seja dissipado e não se tenha gradiente de pressão no mesmo.
Quando as poropressões e deformações do corpo de prova se estabilizam,
inicia-se a etapa de transmissão de pressão, na qual aumenta-se a pressão no topo
do corpo de prova e monitora-se o crescimento da pressão na base do mesmo.
Nessa fase, pode-se estimar o coeficiente de permeabilidade do material ensaiado
no caso de se utilizar fluidos base água ou a pressão capilar no caso de fluidos
base óleo. Para estimar o coeficiente de permeabilidade, utiliza-se o programa
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 63
FPORO© desenvolvido por Frydman & Fontoura (1999). A metodologia para
estimativa dos parâmetros quando se utiliza fluidos base água é apresentado em
detalhes por Muniz et al. (2004 e 2005). Mais informações sobre o programa
podem ser encontradas em Frydman e Fontoura (2001), Pastor (2001), Araújo
(2002) e Garcia (2003).
A fase de difusão de íons inicia-se quando as pressões de topo e base do
corpo de prova se igualam para casos de fluidos base água, ou a pressão da base se
estabiliza nos casos de fluidos base óleo. Nesta etapa, mantém-se as pressões nos
reservatórios e substitui-se o fluido no topo do corpo de prova por um fluido
salino. A introdução de um gradiente químico, mantendo-se o gradiente hidráulico
constante, acarreta no surgimento de um fluxo osmótico da água que sai da região
menos concentrada (base) para a região mais concentrada (topo), diminuindo
assim, a pressão na base. Simultaneamente, inicia-se o processo de difusão iônica
caracterizado pelo transporte de íons do reservatório de topo para o reservatório
de base, elevando-se a concentração da base ao longo do ensaio.
Ao final do ensaio, retira-se o corpo de prova, toma-se suas dimensões e
peso e, em seguida, leva-o à estufa, para determinação da umidade final.
O procedimento para realização dos ensaios foram os mesmos utilizados por
Muniz (2003) e Duarte (2004), salvo a colocação e reposição da Emulsão I e II na
interface, realizada na fase de difusão de íons dos ensaios nos CP04 e CP05.
Para estes ensaios, houve a necessidade de desenvolver um procedimento
próprio devido a separação de fases apresentada pelas Emulsões I e II , que ocorre
a partir de uma hora de repouso, como pode ser observado na Figura 4. 2.
Figura 4. 2 – Separação das fases do fluido
Para contornar este problema, decidiu-se realizar a circulação de fluido no
topo do corpo de prova de forma intermitente. Ou seja, duas vezes ao dia o fluido
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 64
é circulado por aproximadamente 40 minutos a uma vazão de 2 ml/min e, em
seguida, a pressão volta a ser aplicada pelo GDS interrompendo-se a circulação.
A seguir, é apresentado o procedimento detalhado utilizado para reposição
de fluido na interface, considerando que o ensaio já esteja em andamento. Nesta
situação a pressão no topo está sendo controlada pelo GDS, estando a válvula de
topo entrada (V5) aberta e a válvula de topo saída (V6) fechada. A Figura 4. 3
apresenta o esquema de disposição dos constituintes do equipamento, com a
mesma configuração utilizada por Duarte (2004), de forma a facilitar o
entendimento do processo de reposição de fluido.
Figura 4. 3 – Circuito de aplicação de pressão no topo (Modificado de Duarte, 2004)
1) Inicialmente, fecha-se a válvula do topo entrada (V5);
2) Retira-se a pressão da interface diminuindo a pressão do GDS e/ou
abrindo-se a válvula (V2) de saída de água da interface;
3) Abre-se a interface, retira-se o fluido que porventura esteja armazenado
dentro da interface utilizando a bomba de vácuo;
4) Utilizando-se o misturador Hamilton Beach, agita-se o fluido de
interesse por aproximadamente 10 minutos;
5) Repõe-se o fluido na interface;
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 65
6) Inicia-se a pressurização da interface, utilizando a bomba “Waters”, até
que a pressão se iguale ao valor de pressão no topo, antes de se iniciar a
circulação do fluido;
7) Igualadas as pressões abre-se a válvula do topo entrada (V5) e logo em
seguida a válvula do topo saída (V6). Controla-se a pressão de topo
dentro do sistema através da válvula de alívio;
8) Deixa-se circular o fluido dentro do sistema por aproximadamente 40
minutos, que é o tempo em que se pode garantir a não separação das
fases na emulsão;
9) Interrompe-se a circulação de fluido, fecha-se a válvula de topo saída
(V6) e retoma-se a aplicação de pressão com o GDS direcionando a
válvula (V3) para o mesmo;
4.3 Ensaios de Interação Rocha-Fluido Realizados
A campanha experimental dessa dissertação constou de seis ensaios,
realizados com diferentes fluidos e diferentes objetivos. A Tabela 4. 1 apresenta
para cada corpo de prova o tipo de fluido utilizado em cada fase do ensaio na
célula de difusão. Esta tabela é apresentada como um resumo dos ensaios de
interação realizados. Tabela 4. 1– Relação dos fluidos e respectivos corpos de prova
CP ENSAIO FASE DE TRANSMISSÃO
DE PRESSÃO
FASE DE DIFUSÃO DE
ÍONS Sintético 1 Óleo Mineral ---------------
B-S 2 Óleo Mineral --------------- 01 B-L 3 Parafina pura Emulsão I
02 B-L 4 Goma Xantana pura Goma Xantana em Solução Salina
04 B-L 5 Parafina pura Emulsão II
05 B-L 6 ------------- Emulsão II/Solução Salina
Os resultados da fase de saturação e consolidação são apresentados nesta
seção visto que foi utilizada a mesma metodologia para todos os ensaios.
A técnica de saturação por contrapressão foi utilizada em todos os ensaios
aplicando-se contrapressão somente pela base do corpo de prova. Os valores do
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 66
parâmetro B obtido na fase de saturação para todos os corpos de prova são
apresentados na Tabela 4. 2. Observa-se que os valores finais do parâmetro B do
celofane estão na faixa de 0,71, diferentemente dos valores obtidos por Duarte
(2004), que apresentou valores próximos de 0,94, insinuando assim que o material
não tenha sido saturado adequadamente. A Figura 4. 4 apresenta um gráfico típico
da fase de saturação com a variação das pressões ao longo do tempo obtida para o
CP04. Finalizada a saturação, os corpos de prova foram permitidos adensar por
períodos de tempo não inferior a 18 horas. Tabela 4. 2– Valores do parâmetro B para cada CP
CORPOS DE PROVA B-L
CP01 CP02 CP04 CP05 B-S Sintético
(Celofane) ESTÁGIO
B B B B B B 01 0,53 0,32 0,46 0,32 0,55 0,26 02 0,77 0,63 0,82 0,64 0,71 0,55 03 0,86 0,74 0,84 0,87 0,80 0,70 04 0,90 0,80 0,97 0,92 0,85 0,76 05 0,92 0,85 0,97 0,90 0,88 0,68 06 0,93 0,87 0,97 0,93 0,89 0,68 07 0,94 0,89 0,91 0,89 0,70 08 0,89 0,93 0,71 09 0,71
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0 1 2 3 4 5 6 7Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
P. ConfinantePP. BasePP. Topo
Figura 4. 4 – Fase de saturação do CP04 – folhelho B-L
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 67
4.3.1 Ensaios 1 e 2
Nestes dois primeiros ensaios realizados com óleo mineral como fluido de
perfuração, foram utilizados dois corpos de prova, um de material sintético
(celofane) e outro com o folhelho B-S. Estes ensaios visaram verificar a pressão
mínima necessária a partir da qual a pressão aplicada no topo do CP é transmitida
para a base. A diferença de pressão entre topo e base após a estabilização é a
chamada pressão capilar.
4.3.1.1 Fase de Transmissão de Pressão
Quando as pressões e as deformações do corpo de prova se estabilizam dá-
se início ao ensaio de aplicação de pressão, que consiste em aumentar a pressão no
reservatório superior (topo do corpo de prova) e monitorar o seu crescimento no
reservatório inferior (base do corpo de prova). No momento em que a poropressão
da base começar a subir, significa que o óleo começou a invadir a amostra, sendo
a pressão capilar de entrada a diferença entre a pressão no topo da amostra e a
pressão estabilizada da base.
A Figura 4. 5 apresenta a variação das pressões ao longo do ensaio com
celofane. Neste ensaio, antes da fase de transmissão de pressão, o corpo de prova
foi saturado, confinado a 13 MPa e permitido adensar, com drenagem simples,
submetido a uma contrapressão de 3,5 MPa por 24 horas. A fase de transmissão
de pressão foi realizada elevando-se a pressão no topo em 1 MPa a cada 24 horas,
mantendo-se a base não-drenada.
Observa-se pelo gráfico acima que a variação de pressão na base é função
da variação de temperatura na sala, e que mesmo após aplicar 10,5 MPa de
pressão no topo do corpo de prova nenhuma variação significativa é observada na
base que está a 4 MPa, indicando que a pressão capilar de entrada do óleo mineral
no corpo de prova de celofane é superior a 6,5 MPa.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 68
0
2
4
6
8
10
12
14
0 24 48 72 96 120 144 168Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
22
23
24
25
26
27
28
29
Tem
pera
tura
(ºC
)
P. ConfinantePP. BasePP.TopoTemperatura
Figura 4. 5 – Fase de transmissão de pressão do corpo de prova de celofane
A Figura 4. 6 apresenta a variação das pressões ao longo do ensaio com
folhelho B-S. Neste ensaio, antes da fase de transmissão de pressão, o corpo de
prova foi saturado, confinado a 10 MPa e permitido adensar, com drenagem
simples, submetido a uma contrapressão de 4 MPa por 21 horas. A aplicação de
pressão no topo do corpo de prova inicia-se com 5 MPa e vai sendo elevada em
estágios de forma a se verificar o momento em que a pressão fosse suficiente para
ocasionar a invasão do fluido na formação.
Observa-se neste gráfico que quando a pressão no topo é elevada para
6,5 MPa, visualiza-se mais claramente o início da transmissão de pressão. Neste
ponto a diferença de pressão é de 2,1 MPa. Mesmo com o aumento da
poropressão na base, um novo estágio foi efetivado elevando a pressão no topo
para 7 MPa. Este valor foi mantido por 3 dias quando se constatou uma certa
estabilização entre 120 e 144 horas de ensaio. Neste ponto, a pressão no topo foi
elevada para 8 MPa e permaneceu assim por 8 dias até se verificar a estabilização
da base que ocorreu com uma diferença de pressão de 2 MPa, sendo este
considerado o valor experimental para a pressão capilar de entrada.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 69
0
2
4
6
8
10
12
0 48 96 144 192 240 288 336Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
P. ConfinantePP. BasePP. Topo
Figura 4. 6 – Fase de transmissão de pressão no folhelho B-S
4.3.2 Ensaio 3
O CP01 do folhelho B-L foi utilizado neste ensaio onde se empregou a
mesma metodologia adotada para ensaios em fluidos base água (Muniz, 2003 e
Duarte, 2004), só que neste caso, utilizou-se um fluido à base de parafina. O
objetivo do ensaio foi avaliar a pressão capilar e a pressão osmótica gerada,
respectivamente, pela parafina pura e por uma emulsão salina preparada com esta
mesma parafina (Emulsão I). A Emulsão I é composta por parafina linear
hidrogenada/salmoura saturada em NaCl na proporção 60/40, 34,23 kg/m3
(12 lb/bbl) de emulsificante e 17,12 kg/m3 (6 lb/bbl) de óxido de cálcio.
4.3.2.1 Fase de Transmissão de Pressão e Difusão de Íons e Osmose
Após as fases de saturação e adensamento, estando a linha de topo saturada
com a parafina pura, inicia-se a fase de transmissão de pressão para determinação
da pressão capilar. A aplicação de pressão no topo do corpo de prova inicia-se
com 5 MPa e vai sendo elevada em estágios de 0,5 MPa. A Figura 4. 7 apresenta a
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 70
variação das pressões ao longo da fase de transmissão de pressão no CP01 do
folhelho B-L.
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12 14 16Tempo (dia)
Pres
sões
(MPa
)P. Confinante
PP. Base
PP. Topo
Figura 4. 7 – Fase de transmissão de pressão do CP01
Durante os primeiros 8 dias de ensaio, a pressão no topo do corpo de prova
foi elevada em estágios de modo a identificar o início da transmissão de pressão
que, como pode ser visto no gráfico acima, é muito lenta. A partir o oitavo dia,
notando-se este crescimento lento da pressão na base, decidiu-se manter a pressão
no topo em 7 MPa e esperar a estabilização na base, o que ocorreu após 7 dias.
Neste ensaio não é perceptível o momento exato em que o fluido invade o
folhelho, mas pode-se verificar uma diferença de 2,3 MPa após a estabilização das
pressões, o que está se chamando de pressão capilar.
Encerrada a fase de transmissão de pressão com a parafina pura, no 15º dia
de ensaio do CP01, iniciou-se a fase de difusão de íons utilizando a Emulsão I. De
forma a realizar a substituição da parafina pura pela Emulsão I no topo do corpo
de prova, esta foi circulada a uma vazão de 1,0 ml/min por aproximadamente 1,3
horas. A Figura 4. 8 apresenta a variação das pressões ao longo das fases de
transmissão de pressão e difusão de íons. Com a introdução da Emulsão I no topo
do corpo de prova, verifica-se uma queda de pressão na base devido à pressão
osmótica. Esta queda de pressão foi tão acentuada que chegou ao limite inferior de
medida do transdutor.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 71
0
2
4
6
8
10
12
0 3 6 9 12 15 18 21 24Tempo (dia)
Pres
sões
(MPa
)
P. Confinante
PP. Base
PP. Topo
Figura 4. 8 – Fase de transmissão de íons do CP01 do folhelho B-L
Na tentativa de se verificar uma alteração na base, a pressão no topo foi
elevada para 8,0 MPa, mas, mesmo assim, não foi possível observar possíveis
alterações na pressão da base. Desta forma, pode-se dizer que a pressão osmótica
teórica (∆Posm) para este folhelho é superior a 5,35 MPa. Como não existia mais
espaço para aumentar a pressão no topo do corpo de prova sem a necessidade de
aumentar o confinamento, foi necessário encerrar o ensaio.
4.3.3 Ensaio 4
Este ensaio, utilizando-se o CP02 do folhelho B-L, foi realizado de forma a
estimar o coeficiente de reflexão e o coeficiente de permeabilidade do folhelho
estudado, além de avaliar o comportamento de transmissão de pressão com água e
com goma xantana.
Neste ensaio, utilizou-se a mesma metodologia apresentada por Duarte
(2004), onde foram realizadas duas etapas de transmissão de pressão, uma fase
com água pura, e em seguida outra fase utilizando-se goma xantana pura, com o
objetivo de verificar a permeabilidade do folhelho e comparar o tempo de
transmissão de pressão da água com o da goma xantana.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 72
Após a fase de transmissão de pressão, uma fase de difusão de íons
utilizando um fluido, chamado aqui de goma xantana salina, composto de
8,59 kg/m3 (3 lb/bbl) de goma xantana e 57 Kg/m3 (20 lb/bbl) de KCl, foi
realizada. Este ensaio teve como objetivo medir experimentalmente a pressão
osmótica gerada por este fluido, obter o coeficiente de reflexão do folhelho, além
de comparar o comportamento desse novo folhelho aos já estudados por Duarte
(2004).
4.3.3.1 Fase de Transmissão de Pressão e Difusão de Íons e Osmose
O CP02 foi saturado e adensado, com drenagem dupla, submetido a 10 MPa
de pressão confinante e 4 MPa de contrapressão. A Figura 4. 9 apresenta a
variação das pressões do ensaio onde, inicialmente, aplicou-se pressão com água
no topo do corpo de prova. Observa-se que um período de, aproximadamente, 5
dias foi necessário até a estabilização da pressão na base. Este período de tempo
relativamente longo já é um indicativo da baixa permeabilidade deste folhelho.
0
2
4
6
8
10
12
0 24 48 72 96Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
120
P. Confinante
PP. Topo
PP. Base
Figura 4. 9 – Fase de transmissão de pressão com água pura – CP02
Encerrada a transmissão de pressão com água, o CP02 foi novamente
permitido adensar por 25 horas submetido a uma contrapressão de 4 MPa. Em
seguida, realizou-se uma segunda etapa de transmissão de pressão, mas desta vez
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 73
aplicando-se a pressão no topo do corpo de prova com o fluido de goma xantana
pura. Para isso, antes de se elevar a pressão no topo de 4 MPa para 8 MPa,
circulou-se o fluido de perfuração a uma vazão de 1,5 ml/min por 30 minutos,
tempo suficiente para que este fluido fosse coletado na saída da célula de difusão,
garantindo assim a completa substituição da água pelo fluido com goma xantana
no topo do corpo de prova. Realizadas as devidas trocas de fluido, iniciou-se a
fase de transmissão de pressão que foi realizada a uma vazão de 0,5 ml/min e cujo
resultado é apresentado na Figura 4. 10.
0
2
4
6
8
10
12
0 24 48 72 96Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
120
P. Confinante
PP. Base
PP. Topo
Figura 4. 10 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana pura – CP02
De forma a facilitar uma comparação entre a transmissão de pressão com
água e com a goma xantana, a curva de poropressão da base da Figura 4. 10 foi
adicionada ao gráfico da Figura 4. 9, considerando que a variação de pressão no
topo é pequena nos dois ensaios e, neste caso, não interfere na transmissão de
pressão observada. A Figura 4. 11 apresenta o gráfico resultante onde se verifica
que o tempo de equalização das pressões com água e com o fluido real de
perfuração são muito similares. Este mesmo comportamento também já foi
verificado em outros três folhelhos (Duarte, 2004 e Muniz et al., 2005). A
viscosidade da água, que é um fluido newtoniano e independe da taxa de
cisalhamento, é de 1,0 cP. As viscosidades da goma xantana pura e salina está na
faixa de 40 cP a altas taxas de cisalhamento, sendo que a baixas taxas de
cisalhamento, esse valor pode chegar a 2000 cP (Figura 3.3). Desta forma, pode-
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 74
se concluir que, apesar da diferença marcante de viscosidade entre os fluidos, a
transmissão de pressão ocorre na mesma velocidade.
0
2
4
6
8
10
12
0 24 48 72 96Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
120
P. Confinante
PP. Base (água)
PP. Base (goma)
PP. Topo
Figura 4. 11 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana e água pura – CP02
Vale mencionar que nestes ensaios não existe pressão capilar, visto que os
fluidos utilizados são miscíveis, logo, a pressão aplicada no topo do corpo de
prova é integralmente transmitida para a base.
0
2
4
6
8
10
12
0 48 96 144 192 240 288Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
P. Confinante PP. Base
PP. Topo Numérico
Figura 4. 12–Variação das pressões na fase de difusão de pressão e íons do CP02
Finalizada a segunda etapa de transmissão de pressão com a goma xantana
pura, iniciou-se a fase de difusão de íons e osmose, onde após a estabilização das
poropressões nos reservatórios inferior e superior, substitui-se isobaricamente o
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 75
fluido de circulação (goma xantana pura) no reservatório superior pelo fluido de
interesse para o ensaio, goma xantana salina. A Figura 4. 12 apresenta a variação
das pressões desde o início da fase de transmissão de pressão. A fase de difusão
de íons transcorreu por aproximadamente 7 dias e apresentou uma pressão
osmótica de aproximadamente 1,19 MPa para o folhelho ensaiado.
4.3.4 Ensaio 5
O ensaio 5 foi realizado com o CP04 do folhelho B-L e teve como objetivos
obter experimentalmente a pressão de entrada de um fluido base óleo e obter a
pressão osmótica gerada pela circulação de uma emulsão salina deste fluido. Para
isto foi realizado um ensaio na célula de difusão utilizando parafina linear
hidrogenada pura na fase de transmissão de pressão e a Emulsão II, fluido a base
de parafina contendo 28,5 Kg/m3 (10 lb/bbl)de óxido de cálcio e 122,68 Kg/m3
(43 lb/bbl) de NaCl e 40 Kg/m3 (14 lb/bbl) de emulsificante, na fase de difusão de
íons.
4.3.4.1 Fase de Transmissão de Pressão e Difusão de Íons e Osmose
Neste ensaio, foi utilizada uma concentração de 43 lb/bbl de NaCl capaz de
gerar uma pressão osmótica teórica de 8,6 MPa. Neste caso, se a hipótese de que o
contato de um fluido base óleo com um folhelho gera uma membrana semi-
permeável perfeita, é esperado uma queda de pressão na base de 8,6 MPa. Desta
forma, definiu-se um novo nível de pressões confinante e de topo de forma a
permitir a medida de pressão na base e evitar o ocorrido no ensaio no CP01.
A variação das pressões e da temperatura ao longo da fase de transmissão de
pressão com parafina pura é apresentada na Figura 4. 13. Neste ensaio, após a
saturação e adensamento com contrapressão de 11 MPa, mantendo-se a base numa
condição não-drenada, elevou-se a pressão da parafina linear hidrogenada,
presente no topo do corpo de prova, para 14 MPa. A transmissão de pressão para a
base do corpo de prova se processou por aproximadamente 96h de ensaio, ou seja,
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 76
4 dias, quando se percebeu a estabilização. Neste ponto, verifica-se uma diferença
entre a pressão do topo e da base, chamada aqui de pressão capilar, de 1,4 MPa.
Observa-se no gráfico variações de pressão na base claramente provocadas por
variações de temperatura na sala de ensaios.
10
11
12
13
14
15
16
17
0 24 48 72 96Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
4
8
12
16
20
24
28
32
Tem
pera
tura
(ºC
)
P. Confinante PP. Base
PP. Topo Temperatura
Figura 4. 13 – Fase de transmissão de pressão do CP04 do folhelho B-L
10
11
12
13
14
15
16
17
0 24 48 72 96 120 144 168Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
4
8
12
16
20
24
28
32Te
mpe
ratu
ra (o C
)
P. Confinante PP. Base
PP. Topo Temperatura
Figura 4. 14 – Fase de transmissão de pressão e íons do CP04 do folhelho B-L
Estabilizadas as pressões na base, após 96 horas de ensaio, iniciou-se a fase
de difusão de íons e osmose onde se substitui a parafina presente no topo do CP
pela emulsão II. A Figura 4. 14 apresenta a variação das pressões e da temperatura
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 77
ao longo de todo o ensaio onde verifica-se que mesmo após 48h (96 a 144 horas)
circulando-se a emulsão II, não se observa qualquer variação da pressão da base
que possa ser creditada ao efeito osmótico do fluido salino, exceto variações em
função da temperatura que é claramente apresentada no gráfico.
4.3.5 Ensaio 6
Um procedimento comum na indústria de petróleo é a perfuração de poços
utilizando diferentes fluidos. Muitas vezes, antes de se chegar à rocha
reservatório, se utiliza fluidos base óleo e, em seguida, este fluido é substituído
por fluidos base água. Existem muitas motivações para este procedimento, como
por exemplo, o fato do fluido base água danificar menos a rocha reservatório e o
fluido base óleo estabilizar melhor formações de folhelhos presentes em grande
quantidade na coluna estratigráfica.
Entretanto, este processo de substituição de fluido pode provocar problemas
de estabilidade em formações de folhelhos que ainda não foram revestidas e que,
conseqüentemente, entram em contato com o fluido base água. Desta forma, a
PETROBRÁS, solicitou avaliar este processo de substituição de fluido através de
ensaios na célula de difusão, de modo a entender os mecanismos de instabilização
presentes e o quanto se perde em estabilidade do poço neste tipo de operação.
Para isto foi realizado um ensaio na célula de difusão, simulando uma
operação real de perfuração, ou seja, iniciou-se circulando um fluido base óleo,
procedeu-se a limpeza das linhas com parafina pura, seguida da circulação de uma
solução de butilglicol a 10%, e, finalmente, introduziu-se um fluido base água.
O fluido base óleo utilizado, Emulsão II, é o mesmo utilizado no ensaio5.
Como fluido base água, foi utilizada uma solução salina com a mesma
concentração de NaCl, ou seja, 43 lb/bbl, de forma a manter a mesma pressão
osmótica teórica nos dois fluidos. O corpo de prova utilizado foi o CP05 do
folhelho B-L.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 78
4.3.5.1 Fase de Difusão de Íons e Osmose
Neste ensaio foi aplicado o mesmo nível de pressões utilizadas no ensaio
anterior. Como não houve a fase de transmissão de pressão com a parafina pura, a
pressão no topo foi elevada para 14 MPa circulando-se a Emulsão II desde o
início do ensaio. Na Figura 4. 15, nota-se uma variação na pressão aplicada no
topo do corpo de prova causada pelo controle manual efetuado, visto que a
válvula de alívio, nesta ocasião, apresentou incapacidade mecânica de controlar as
pressões aplicadas.
A Figura 4. 15 apresenta a variação das pressões e da temperatura ao longo
de todo o ensaio com CP05. Observa-se que quando se utiliza um fluido salino
desde o início do ensaio, a pressão na base cai ao invés de subir como acontece
com a parafina pura, devido à osmose. A circulação da emulsão II se processou
por, aproximadamente, 7 dias (166 horas). Durante esta fase, a pressão da base cai
de 11 MPa para aproximadamente 10,2 MPa. Observa-se que nos últimos dois
dias, entre 120 e 168 horas, a pressão da base varia mas, principalmente,
influenciada pela temperatura. Neste ensaio, também observa-se a importância de
se manter um ambiente climatizado durante a realização dos ensaios, visto a
influência direta da temperatura na pressão da base.
9
10
11
12
13
14
15
16
17
0 48 96 144 192 240 288Tempo (h)
Pres
sões
(MPa
)
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Tem
pera
tura
(ºC
)
P. Confinante PP. BasePP. Topo Temperatura
Figura 4. 15 – Fase de transmissão de íons do CP05 do folhelho B-L
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 79
Encerrada a circulação da Emulsão II, iniciou-se a limpeza das linhas do
sistema. A princípio deixou-se circular a parafina pura por cerca de 2 horas e a
uma vazão de 2 ml/min. Quando se verificou que na saída do sistema os resíduos
de óxido de cálcio já não existiam, deu-se início à circulação da solução de
butilglicol a 10%. A partir de observações realizadas durante o ensaio, um fluido
leva aproximadamente 30 minutos para entrar e sair do sistema a uma vazão de
1 ml/min. Contando que nesse ensaio a vazão usada é de 2 ml/min, calcula-se que
cerca de 60 ml circula dentro da linha (entrada e saída) no mesmo período de
tempo. Logo, essa solução circulou no sistema por aproximadamente 2 horas
(240 ml), sendo considerado suficiente. Mesmo porque, verificou-se ainda que na
saída o fluido já se apresentava transparente, diferentemente do início da
circulação, quando estava saindo esbranquiçado devido ao óxido de cálcio
presente no sistema.
A partir de 176 horas decorridas do ensaio, tendo sido já realizadas as
limpezas necessárias, inicia-se a circulação do fluido base água composta de
122,68 Kg/m3 (43 lb/bbl) de NaCl. Este fluido foi propositalmente preparado com
a mesma concentração salina da emulsão anteriormente utilizada, de forma a
apresentar a mesma atividade química e, conseqüentemente, a mesma pressão
osmótica. Entretanto, vale salientar que este fluido não apresenta pressão capilar
quando em contato com o folhelho.
Figura 4. 16 – Interpretação do ensaio realizado no CP05
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 80
Observa-se na Figura 4. 15 que, inicialmente, ocorre uma queda de
aproximadamente1 MPa na pressão da base que, após a troca de fluido retorna ao
seu valor inicial de 11 MPa. Isto ocorre porque, com a circulação de um fluido
base água, a parcela referente à pressão capilar (Pc) não existe mais, sendo a
diferença de pressão entre topo e base função somente da pressão osmótica do
fluido salino. A Figura 4. 16 apresenta o gráfico com a interpretação do ensaio
realizado.
Como o fluido base água não apresenta pressão capilar, a diferença entre as
pressões de topo e base de 2,99 MPa observada ao final do ensaio é mantida
somente pela pressão osmótica do fluido.
Respondendo a pergunta fundamental do ensaio, verificou-se
experimentalmente que quando se inicia a perfuração com um fluido base óleo
(Emulsão II) e substitui-se este por um fluido base água (solução salina), perde-se
0,81 MPa (117 psi) de poropressão que corresponde à pressão capilar do fluido
base óleo. Ou seja, traduzindo isso para uma condição de poço, verifica-se uma
redução da tensão efetiva na parede do poço de 3,8 para 2,99 MPa.
4.4 Discussão dos Resultados
4.4.1 Transmissão de Pressão
Nos ensaios realizados, observa-se uma pressão capilar elevada para o corpo
de prova de celofane de mais que 6,5 MPa, provavelmente relacionada à sua fina
distribuição de poros como é apresentado na caracterização deste material. Já no
caso do folhelho B-S, observa-se uma pressão capilar bem menor, de 2,0 MPa.
No ensaio de pressão capilar da parafina pura em contato com o CP01 do
folhelho B-L verificou-se uma pressão capilar de 2,3 MPa, enquanto que o ensaio
com o CP04 apresentou um valor de 1,4 MPa para a pressão capilar com o mesmo
fluido. Teoricamente as pressões capilares de entrada no CP01 e 04 deveriam ser
iguais visto que trata-se do mesmo folhelho e do mesmo fluido. Poderia ocorrer
ainda, da pressão obtida no CP04 ser maior que a do CP01, devido às altas
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 81
pressões de confinamento imposta neste ensaio, o que poderia fechar mais os
poros do folhelho, aumentando assim a pressão capilar. Esta diferença pode ainda
ser relacionada à heterogeneidade natural dos corpos de prova.
Depois de alguns ensaios, verifica-se também que a elevação da pressão de
topo em um único estágio diminui consideravelmente o tempo do ensaio de
transmissão de pressão.
No ensaio 5, em que não se realizou ensaio de transmissão de pressão com a
parafina pura, pode-se tentar analisar o ensaio no tocante à pressão capilar, no
período em que se circulou a emulsão II. Neste ensaio, verificou-se uma queda de
3,8 MPa que corresponde ao somatório das parcelas relativas à pressão capilar e à
pressão osmótica, como apresentado na Figura 4. 16. Na troca de fluido, de base
óleo para base água, como a emulsão II possui a mesma pressão osmótica da
solução salina, ou seja, 2,99 MPa, pode-se concluir que a diferença de 0,81 MPa
corresponde à pressão capilar deste fluido.
Verifica-se que a pressão capilar medida neste ensaio é inferior aos valores
obtidos nos ensaios anteriores com a parafina pura (2,3 e 1,4 MPa). Isto ocorre
porque a emulsão é preparada numa proporção 60/40 com a solução salina. Desta
forma, é previsível esta queda na pressão capilar de entrada da emulsão. Um
ensaio com uma nova emulsão de proporção 60/40, mas sem sal em sua
composição, poderia dizer qual é a pressão capilar gerada no folhelho de forma a
poder se comparar esses resultados.
4.4.1.1 Comparação dos resultados de pressão capilar
A partir dos resultados de tensão superficial, ângulo de contato e raio de
poros apresentados no capítulo 3, e utilizando a equação 2.7, pode-se então
estimar a pressão capilar teoricamente esperada quando do contato dos fluidos
com os folhelhos e o celofane.
Os valores de pressão capilar calculados por meio da equação 2.7, foram
obtidos considerando a tensão interfacial fluido/água dado pela equação de
Antonoff (1907) a partir dos resultados experimentais obtidos dos ensaios de
tensão superficial realizados com os fluidos (Tabela 3.5). O ângulo de contato foi
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 82
admitido igual a zero devido à falta de confiabilidade nos resultados
experimentais. O raio de poros está sendo analisado em função de três resultados
fornecidos pelo ensaio de porosimetria, dado em volume, área e volume/área
(Tabela 3.8), com o intuito de verificar qual raio de poros é mais indicado para o
cálculo da pressão capilar. Os resultados obtidos destes cálculos são apresentados
na Tabela 4. 3 juntamente com os resultados experimentais obtidos na célula de
difusão, sendo que cada fluido está relacionado a seu respectivo corpo de prova. Tabela 4. 3 - Pressões capilares calculadas a partir dos diferentes raios de poros
Pressão Capilar
Experimental
Raio 4v/A
Pressão Calculada
Raio Volume
Pressão Calculada
Raio Área
Pressão Calculada
(MPa) (µm) (MPa) (µm) (MPa) (µm) (MPa) Óleo Mineral
Celofane > 6,5 0,00343 21,48 0,00373 19,81 0,0032 23,11 B-S 2,0 0,01635 4,51 0,0394 1,87 0,0067 11,02
Parafina B-L CP01 2,3 0,0074 11,02 0,00885 9,22 0,0065 12,55 B-L CP04 1,4 0,0074 11,02 0,00885 9,22 0,0065 12,55
Emulsão II B-L CP05 0,81 0,0074 10,78 0,00885 9,01 0,0065 12,27
Fazendo uma análise geral dos resultados de pressão capilar, nota-se que os
valores teóricos são muito diferentes dos obtidos experimentalmente. Com
exceção do folhelho B-S que em termos de volume, apresentou resultados
próximos dos experimentais. Isto porque, independentemente da tensão interfacial
e do ângulo de contato, o raio médio dos poros utilizado (0,0394 mm), gera
pressões capilares do mesmo nível que a obtida experimentalmente, como pode
ser visto na Figura 4. 17. Nesta figura, a pressão capilar é apresentada em função
dos raios de poros para três valores diferentes de tensão interfacial (5, 40,8 e
60 mN/m) e dois valores de ângulo de contato (0º e 60º), para mostrar a
importância destes parâmetros no cálculo das pressões capilares.
Analisando-se o gráfico da Figura 4. 17, fica nítida a influência da tensão
interfacial, do ângulo de contato e do raio de poros do material no cálculo da
pressão capilar. Isto mostra que um cuidado muito maior deve ser tomado numa
campanha experimental que se destina à determinação da tensão interfacial e do
ângulo de contato.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 83
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0,001 0,01 0,1 1 10Raio de Poros (µm)
Pres
são
Cap
ilar (
MPa
)
40,8 mN/m - 0º 5 mN/m - 0º 60 mN/m - 0º60 mN/m - 60º5 mN/m - 60º40,8 mN/m - 60º
Figura 4. 17 – Variação da pressão capilar em função do raio de poros, considerando
diferentes valores de tensão interfacial e ângulos de contato.
Quanto ao raio de poros, pode-se observar também que independentemente
dos valores de ângulo de contato e de tensão interfacial, pressões capilares
significativas só ocorrem para raios de poros menores que 0,1 µm. Entretanto,
como pode ser visto nas Figuras 3.18 e 3.19, mesmo que em menor quantidade, os
folhelhos estudados apresentam raios de poros com diâmetros maiores que os
utilizados para o cálculo da pressão capilar. Desta forma, estes poros maiores
podem ser os responsáveis pela transmissão de pressão observada, tendo como
conseqüência, os menores valores de pressão capilar obtidos experimentalmente.
4.4.2 Difusão de Íons e Osmose
Nos ensaios de difusão de íons podemos avaliar o coeficiente de reflexão do
folhelho B-L, através da pressão osmótica teórica (Π) calculada utilizando-se a
equação (2.2).
A atividade química da emulsão I, utilizada no ensaio 3 junto ao CP01,
medida utilizando-se um termohigrômetro foi de 0,80. Esse valor de atividade
gera uma pressão osmótica teórica de 29 MPa caso a membrana seja semi-
permeável perfeita. Sabendo que a queda de pressão na base provocada pela
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 84
Emulsão I neste ensaio foi superior a 5,35 MPa, ou seja, que a pressão osmótica
experimental (∆Posm) é de no mínimo 5,35 MPa, pode-se, utilizando a equação
(2.4), calcular o coeficiente de reflexão mínimo que, neste caso, é de 0,18. Este
valor é superior aos obtidos em outros folhelhos da Bacia de Campos que no
máximo apresentaram valores de 0,14 (Duarte, 2004).
No ensaio realizado no CP01 (Figura 4. 8) ocorreu uma queda acentuada de
pressão na base levando a crer que a emulsão salina utilizada pudesse gerar uma
membrana osmótica perfeita no folhelho. Tendo isso como hipótese inicial, é que
se definiu a concentração salina de 43 lb/bbl para a emulsão II utilizada nos
ensaios do CP04 e CP05, visto que essa concentração poderia provocar uma
pressão osmótica de 8,6 MPa.
No ensaio 5, utilizou-se a emulsão II junto ao CP04. A atividade química
medida para a emulsão II é de 0,938 o que se traduz numa pressão osmótica (П)
teórica de 8,6 MPa para membranas semi-permeáveis perfeitas. Esta pressão seria
facilmente observada no gráfico, caso a pressão osmótica atuasse, mas não
ocorreu queda de pressão na base. Este resultado contraria as expectativas e o
comportamento já verificado no ensaio 3 (CP01) onde se observou uma elevada
queda de pressão devido a forças osmóticas.
Uma explicação para a não verificação de efeito osmótico no ensaio do
CP04, pode estar relacionada à metodologia de ensaios seguida. No ensaio com o
CP01 a pressão de topo foi sendo elevada em estágios de 0,5 MPa até o momento
em que se observou a elevação da pressão na base, efetivamente desde o início do
ensaio a pressão na base variou de 0,7 MPa. Já no ensaio com o CP04 a pressão
no topo foi elevada em 3 MPa num único estágio, o que provocou uma variação
de 1,4 MPa na pressão da base. Este procedimento pode ter causado a invasão da
parafina nos poros do folhelho. Assim quando da substituição da parafina pela
emulsão II no topo do corpo de prova, os poros do folhelho já estariam
completamente tamponados pela parafina, evitando o contato do fluido salino com
a amostra e dificultando o efeito osmótico.
Essa metodologia foi adotada para este ensaio pois verificou-se que a
elevação da pressão de topo em um único estágio diminui consideravelmente o
tempo do ensaio de transmissão de pressão. Mas, com o resultado observado no
ensaio 5 não aconselha-se realizar a fase de difusão de íons na seqüência da fase
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 85
de transmissão de pressão, salvo que as pressões de topo nessa fase tenham sido
impostas por estágios de pequenas pressões.
No ensaio do CP05, a emulsão II foi aplicada desde o início do ensaio,
fazendo-se a troca de fluido base óleo para fluido base água utilizando-se a mesma
concentração de sal. Como dito anteriormente, a medida de atividade química é
igual a 0,938 para o fluido base óleo e para o fluido base água. Fazendo-se uso da
equação (2.4), sabendo que a pressão osmótica teórica é de 8,6 MPa e que a
pressão osmótica experimental é de 2,99 MPa, pode-se, então, determinar o
coeficiente de reflexão (α) do folhelho, que é igual a 0,347.
Segundo van Oort (1994), o contato destes fluidos com folhelhos geram um
tipo de membrana semi-permeável perfeita, ou seja, o coeficiente de reflexão igual
a 1. Se isso fosse real, a pressão osmótica experimental deveria ser igual à pressão
osmótica teórica. Entretanto, como verificado no ensaio, a pressão osmótica
gerada por este fluido foi de apenas 2,99 MPa, o que resultou num coeficiente de
reflexão de 0,347. Desta forma, pode-se concluir que a emulsão salina utilizada,
ou seja, que um fluido base óleo não gera uma membrana semi-permeável perfeita
no folhelho.
A partir do ensaio do CP02 utilizando-se goma xantana salina pode-se
verificar e comparar o valor do coeficiente de reflexão (α) do folhelho B-L. O
valor de atividade química desse fluido foi igual a 0,978, e utilizando a equação
(2.2) para o cálculo da pressão osmótica (Π) teoricamente gerada por esta solução,
chega-se ao valor de 3,18 MPa.
Sabendo-se que no final do ensaio a diferença de 1,19 MPa entre as pressões
de topo e base, chamada aqui de pressão osmótica experimental (Posm), é mantida
somente pela pressão osmótica do fluido, pode-se determinar então que o valor de
coeficiente de reflexão (α) para o folhelho B-L é 0,374, utilizando a equação (2.4)
(van Oort et al., 1996; Tan et al., 2002; Ewy & Stankovich, 2002, Muniz, 2003).
Utilizando o programa FPORO© foi possível realizar a análise numérica,
como pode ser visto na linha escura da Figura 4. 12 e estimar a permeabilidade e o
coeficiente de reflexão do folhelho. As propriedades mecânicas utilizadas, Tabela
4. 4, como módulo de elasticidade (E) e coeficiente de Poisson (ν) foram obtidos
através de um log de perfilagem de poço, cedido pela Petrobrás. A viscosidade do
sal foi obtida de vanOort (1994), sendo a 20°C igual a 0,99 (cP).
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 86
Tabela 4. 4– Parâmetros utilizados na análise numérica do CP02
Parâmetro Valor adotado
Módulo de Young (E) 3447 MPa
Coeficiente de Poisson (ν) 0,36
Coeficiente de difusão molecular (Dm) 1,99x10-9 m2/s
Dispersividade longitudinal (αL) 0,0015 m
Dispersividade transversal (αT) 0,00015 m
Coeficiente de retardamento (ρ) 1,03
Peso molecular do soluto (PMs) 74,551 kg/mol
Peso molecular do solvente (PMw) 18,01528x10-3 kg/mol
Constante universal dos gases (R) 8,314 JK-1mol-1
O resultado da retroanálise forneceu valores de permeabilidade (K) de
5,5x10-22 m2 para o folhelho estudado. Esse valor de permeabilidade para o
folhelho B-L está na mesma ordem de grandeza que os obtidos por Duarte (2004)
para o folhelho B. O valor do coeficiente de reflexão obtido numericamente de
0,37, é muito similar ao valor obtido experimentalmente, creditando
confiabilidade à análise numérica. Este valor de coeficiente de reflexão é o maior
já obtido entre os folhelhos estudados até o momento (Muniz, 2003 e Duarte
2004).
4.5 Conclusões
Os ensaios com óleo mineral, parafina pura e fluidos base óleo ressaltam a
versatilidade do equipamento na realização de ensaios de interação rocha-fluido.
Infelizmente, o tempo demasiadamente longo para a realização destes ensaios,
dificulta a realização de uma campanha mais extensa e deixa o ensaio mais
susceptível a quedas de energia e a danos nos equipamentos.
Observa-se uma pressão capilar elevada para o corpo de prova de celofane
provavelmente relacionada à sua fina distribuição de poros como é apresentado na
caracterização deste material. Já no caso do folhelho B-S, observa-se uma pressão
capilar bem menor de 2 MPa. Estes ensaios mostram claramente a relação direta
entre a pressão capilar e o tamanho de poros do corpo de prova empregado.
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 87
Os ensaios de transmissão de pressão e difusão de íons com fluidos base
água mostraram que o folhelho B-L apresenta baixa permeabilidade e um alto
valor de coeficiente de reflexão. Estes resultados são coerentes com a
porosimetria e os valores de índices físicos apresentados, confirmando a estrutura
porosa mais fechada deste folhelho quando comparado a outros folhelhos da Bacia
de Campos.
Assim como nos ensaios realizados por Duarte (2004) em três folhelhos
diferentes, o ensaio realizado no folhelho B-L mostra que a transmissão de
pressão do poço para a formação independe da diferença de viscosidade entre a
água e a goma xantana, ou seja, a transmissão de pressão ocorre a uma mesma
velocidade.
O ensaio de substituição de fluido realizado, ensaio 6, mostra como e quanto
a pressão capilar proveniente de fluidos base óleo contribui para a estabilidade de
poços em formações de folhelhos. Neste ensaio, é mostrado, também, que a
emulsão salina utilizada, ou seja, que um fluido base óleo não gera uma
membrana semi-permeável perfeita quando em contato com um folhelho, como
anunciado por van Oort (1994).
Verificou-se uma diferença muitas vezes marcante, entre a pressão capilar
obtida analiticamente e a obtida experimentalmente. Os ensaios realizados
mostram que o cálculo da pressão capilar por meio da equação 2.7 pode levar a
resultados superestimados. Além disso, a determinação experimental dos
parâmetros envolvidos na equação (ângulo de contato, tensão superficial e raio de
poros) é de difícil realização podendo fornecer resultados duvidosos. A maior
dificuldade e a imprecisão na determinação experimental dos parâmetros
utilizados para o cálculo da pressão capilar podem levar a resultados
superestimados para este parâmetro. Estes problemas sugerem uma campanha
experimental na célula de difusão para a determinação da pressão capilar toda vez
que necessitar deste valor para se fazer um estudo de estabilidade de poços. Estes
ensaios mostram claramente a relação direta entre a pressão capilar e o tamanho
de poros do corpo de prova empregado.
Como pôde ser observado ao longo do trabalho, não se adotou uma
metodologia padrão para todos os ensaios realizados, mesmo porque um dos
objetivos indiretos da presente dissertação é a definição de uma metodologia
adequada para realização deste tipo de ensaio. Esta particularidade associada aos
Ensaios Realizados na Célula de Difusão 88
poucos ensaios realizados acarretou numa dificuldade de se analisar os resultados
obtidos. Entretanto as seguintes observações são pertinentes.
Os ensaios realizados elevando-se a pressão de topo em estágios, são mais
demorados mas esta metodologia é mais adequada quando não se tem idéia do
valor da pressão capilar, além disso, permite a realização de uma segunda fase de
difusão de íons. A realização destas duas fases consecutivamente em um mesmo
corpo de prova é adequada quando não se dispõe de muitas amostras, como é o
caso normalmente observado em folhelhos de poço.
A metodologia de se elevar a pressão de topo em um único estágio diminui
consideravelmente o tempo do ensaio de transmissão de pressão, mas dependendo
do nível de pressão aplicada pode provocar uma invasão de fluido nos poros do
folhelho, o que dificulta a realização de uma posterior fase de difusão de íons.
Esta metodologia deve ser usada numa campanha experimental que tenha somente
como objetivo obter a pressão capilar de entrada de um determinado fluido.
5 Conclusões e Sugestões Para Trabalhos Futuros
5.1 Conclusões
Nesta dissertação um grande esforço foi realizado no sentido de caracterizar
os fluidos e o folhelho estudado. O estudo de reologia dos fluidos mostra que os
mesmos são classificados como pseudoplásticos não Newtonianos. Os ensaios de
ângulo de contato e tensão superficial, infelizmente, não apresentaram resultados
satisfatórios, o que evidencia um estudo mais aprofundado na determinação
experimental destes parâmetros de forma a obter resultados de pressão capilar
mais confiáveis, dispensando assim, o uso de equações empíricas, ou direcionando
para o uso confiável de alguma delas, ou mesmo, se possível, propor uma nova
equação que seja mais eficaz.
Através dos ensaios de caracterização verificou-se que o folhelho B-L
apresenta granolumetria fina e homogênea podendo ser classificado como silto-
argiloso e sendo composto, principalmente, por quartzo, calcita, caulinita e pirita.
Este folhelho apresenta uma baixa porosidade decorrente da alta concentração de
carbonato de cálcio que age como material cimentante.
Os estudos da porosimetria do folhelho B-L mostraram que esta rocha
apresenta diâmetro de poros bem menores que os outros folhelhos já estudados
nessa mesma linha de pesquisa. Somente com base na porosimetria pode-se prever
uma maior restrição ao fluxo e uma maior pressão capilar dos fluidos em contato
com este folhelho.
Os ensaios de transmissão de pressão e difusão de íons e osmose com
fluidos base água mostraram que o folhelho B-L apresenta baixa permeabilidade e
um alto valor de coeficiente de reflexão. Estes resultados são coerentes com a
porosimetria e os valores de índices físicos apresentados, confirmando a estrutura
porosa mais fechada deste folhelho quando comparado a outros folhelhos da Bacia
de Campos.
Conclusões e Sugestões 90
Assim como nos ensaios realizados por Duarte (2004) em três folhelhos
diferentes, o ensaio realizado no folhelho B-L mostra que a transmissão de
pressão do poço para a formação independe da diferença de viscosidade entre a
água e a goma xantana, ou seja, a transmissão de pressão ocorre a uma mesma
velocidade, independentemente do tipo de folhelho.
Os ensaios com óleo mineral, parafina pura e fluidos base óleo ressaltam a
versatilidade do equipamento na realização de ensaios de interação rocha-fluido.
Infelizmente, o tempo demasiadamente longo para a realização destes ensaios,
dificulta a realização de uma campanha mais extensa e deixa o ensaio mais
susceptível a quedas de energia e a danos nos equipamentos.
O ensaio de substituição de fluido realizado, ensaio 6, mostra como e quanto
a pressão capilar proveniente de fluidos base óleo contribui para a estabilidade de
poços em formações de folhelhos. Neste ensaio, é mostrado, também, que a
emulsão salina utilizada, ou seja, que um fluido base óleo não gera uma
membrana semi-permeável perfeita quando em contato com um folhelho, como
anunciado por van Oort (1994).
Por fim, verifica-se uma diferença muitas vezes marcante, entre a pressão
capilar obtida analiticamente e a obtida experimentalmente. A maior dificuldade e
a imprecisão na determinação experimental dos parâmetros utilizados para o
cálculo da pressão capilar, podem levar a resultados superestimados para este
parâmetro. Estes problemas sugerem uma campanha experimental na célula de
difusão para a determinação da pressão capilar toda vez que necessitar deste valor
para se fazer um estudo de estabilidade de poços.
5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros
Nesta dissertação foi dado início ao estudo do comportamento de fluidos
base óleo em contato com folhelhos, no intuito de melhor entender como estes
fluidos atuam na estabilização deste tipo de rocha. Um grande avanço na definição
de uma metodologia de testes foi alcançado, entretanto, poucos ensaios foram
realizados devido ao tempo demasiadamente longo de cada um deles, ficando
Conclusões e Sugestões 91
alguma conclusões sujeitas a confirmações com ensaios futuros, como por
exemplo:
• O ensaio realizado com a emulsão II apresentou pressão capilar menor que
a observada no ensaio com parafina pura, isto possivelmente é função da
proporção 60/40 parafina/água existente na emulsão II. Entretanto, novos
ensaios, variando a proporção parafina/água, poderiam mostrar o que se
perde de pressão capilar com a adição de água no fluido. Este tipo de
estudo pode mostrar qual deve ser a proporção parafina/água para se ter
um melhor desempenho na estabilização do poço.
• O ensaio 6 mostrou que o fluido base óleo (emulsão II) não gera uma
membrana perfeita quando em contato com o folhelho. Entretanto,
somente um ensaio foi realizado, sendo, portanto, recomendável a
execução de novos ensaios para confirmar esta afirmação.
• Realização de um estudo mais aprofundado para a determinação da tensão
interfacial e do ângulo de contato para estudos de transmissão de pressão.
Referências Bibliográficas
6 Referências Bibliográficas
ADAMSON, A.. Physical Chemistry of Surfaces. John Wiley & Sons, 1990.
ANDERSEN, M.A., THOMAS, D.C., TEETERS,C.. A Formation Wettability Test: The Dyna Wilhelmy Plate Wettability Technique. Symposium on Enhanced Oil Recovery, SPE 17368, pp. 529-537, 1988.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 1: Rock/oil/Brine Interactions, and the Effects of Core Handling on Wettability. Journal of Petroleum Technology, 1125-44, Outubro, 1986.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 2: Wettability Measurement. Journal of Petroleum Technology, 1246-62, Novembro, 1986.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 3: The Effects of Wettability on the Electrical Properties of Porous Media. Journal of Petroleum Technology, 1371-78, Dezembro, 1986.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 4: Effects of Wettability on Capillary Pressure. Journal of Petroleum Technology, 1283-00, Outubro, 1987.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability. Journal of Petroleum Technology, Novembro, 1987.
ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding. Journal of Petroleum Technology, Dezembro, 1987.
ANTONOFF, G. N.. Sur la Tension Superficielle des Solutions dans la Zone Critique. J Chim Phys; 5, 364-71,1907. Apud EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. 2003.
ARAÚJO, E.M.P.. Influência da Variação da Permeabilidade na Estabilidade de Poços de Petróleo. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 115 p, 2002.
BALLARD, T.J., DAWE, R.A.. Wettability Alteration Induced by Oil-Based Drilling Fluid. SPE 17160. Formation Damage Control Symposium, Califórnia, 1988.
BEAR, J.. Dynamics of Fluids in Porous Media. American Elsevier Publishing Company, Inc. 2º ed. 1975.
BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. Adaptation of the Drop-Weight Method for the Quantification of Surface Tension: a Simplified Apparatus for the CMC Determination in the Chemistry Classroom. Quím. Nova. [online]. May/June 2004, vol.27, n.3, p.492-495. [acesso dia 28 Março
Referências Bibliográficas 93
2005]. <http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0100-40422004000300021&lng=en&nrm=iso>. ISSN 0100-4042.
BIKERMAN, J.J.. Surface Chemistry: Theory and Applications. Academic Press, Inc. 2º ed. 1958.
BOL, G.M.; WONG, S.W.; DAVIDSON, C.J.; WOODLAND, D.C.. Borehole Stability in Shales. European Petroleum Conference, SPE 24975, Cannes, pp. 127-141, 1992.
BOURGOYNE, AT., et al.. Applied Drilling Engineering. SPE Textbook series. Vol. 2, 510p,1986.
BURGESS, D.J.. Prediction of Interfacial Tension Between Oil Mixtures and Water. Journal of Colloid and Interface Science, 241, pp. 509-513, 2001.
CARROLL, D.. Clay Minerals: a Guide to their X-Ray Identification. The Geological Society of America, Special Paper 126, 80 p, 1970.
CESERO, P., ROS, L.F., MAURO, L.M.. Técnicas de Preparação de Lâminas Petrográficas e de Moldes de Poros na Petrobrás. Boletim de Geociências da Petrobrás, RIO DE JANEIRO, v. 3, n. 4, p. 105-116, 1989.
CHATTOPADHYAY, S., SHARMA, M.M., JAIN, V.. Effect of Capillary Pressure, Salinity, and Aging on Wettability Alteration in Sandstones and Limestones. SPE 75189, Improved Oil Recovery Symposium, Oklahoma, 2002.
CHENEVERT, M.E.. Shale Control with Balanced-Activity Oil-Continuous Muds. SPE 44th Annual Fail Meeting, SPE 2559, Denver, pp. 1309-1316, 1970.
CHENEVERT, M.E.. Lecture: Diffusion of Water and Ions into Shales. Eurock 1990. Rotterdam. September. 1-4, pp. 1177-1184, 1990.
CLINE, J.T., TEETERS, D.C., ANDERSEN, M.A.. Wettability Preferences of Minerals Used in oil-Based Drilling Fluids. International Symposium on Oilfield Chemistry, SPE 18476, Houston, 1989.
COSTA, S.S.; HOLZBERG, B.B.; PASTOR, J.A.S.C. e FONTOURA S.A.B. Sistema Integrado para Monitoramento de Problemas de Perfuração de Poços. Relatório Final GTEP/CENPES, Janeiro 2004.
COSTA, S.S. e FONTOURA S.A.B. Manual do Simcarr - Simulador para Carreamento de Cascalhos - Versão 6. GTEP/CENPES, Fevereiro 2004.
DONAHUE, D.J., BARTELL, F.E.. The Boundary Tension at Water-Organic Liquid Interfaces, J. Phys. Chem. Vol. 56, pp. 484-840, 1952.
DUARTE, L.C., JUCHEM, P.L., PULZ, G.M., BRUM, T.M.M., CHODUR, N, LICCARDO, A., FISCHER, A.C., ACAUAN R.B.. Aplicações de Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV) e Sistema de Energia Dispersiva (EDS) no Estudo de Gemas: Exemplos Brasileiros. Pesquisas em Geociências, 30 (2), pp. 3-15, 2003.
DUARTE, R.G., Avaliação da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração para Estudos de Estabilidade de Poços. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 122 p, 2004.
DU NOUY, P.L., J.. Gen. Physiol. V. 1, 521, 1919. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.
Referências Bibliográficas 94
DUSSEAULT, M.B., GRAY, K.. Mechanisms of Stress-Induced Wellbore Damage. SPE 23825, International Synposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, 26-27, 1992. Apud HAWKIES, C. D., McLELLAN, P.J., RUAN, C., MAURER, W., 1992.
EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. Experimental Studies of Deformation and Break-up of Aqueous Drops in High Electric Fields. Colloides and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects, 225 pp. 193-210, 2003.
EWY, R.T.. Pore Pressure Change Due to Shale-Fluid Interactions Measurements Under Simulated Wellbore Conditions. 14th North American Rock Mechanics Symposium, Seattle, 2000. Apud SCHLEMMER, R., FRIEDHEIM, J.E., GROWCOCK, F.B., BLOYS, J.B., HEADLEY, J.A., POLNASZEK, S.C., 2002.
EWY, R.T.; STANKOVICH, R.J.. Shale-Fluid Interactions Measured Under Simulated Downhole Conditions. SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, SPE 78160, Irving, 10 p, 2002.
EXPLORING FOR OFFSHORE OIL AND GAS, Drilling Basics. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.
FIROOZABALDI, A., HAUGE, J., Capillary Pressure in Fractures Porous Media. SPE 18747. J.P.T., pp. 784-789, Junho, 1990.
FOWKES, F.M.. J. Phys. Chem. Vol. 66, 382, 1962. Apud EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.
FRYDMAN, M.; FONTOURA, S.A.B.. Algorithms for Wellbore Stability Simulation in Shales – Numerical Formulation. Relatório GTEP –24/1999, submetido ao Joint Industry Project Steering Committee, Rio de Janeiro, 49p. 1999.
FRYDMAN, M.; FONTOURA, S.A.B.. Modeling Aspects of Wellbore Stability in Shales. Latin American and Caribbean Petroleum Enginnering Conference, SPE 69529, Buenos Ayres, 8 p, 2001.
GARCIA, O.C.C.. Avaliação da Influência da Interação Folhelho-Fluido na Estabilidade de Poços. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 132 p, 2003.
GIRIFALCO, L.A., GOOD, R.J.. J. Phys. Chem. Vol. 61, 904, 1957. Apud BURGESS, D. J., 2001.
HALE, A. H.; MODY, F.K.; SALISBURY, D.P.. Experimental Investigation of the Influence of Chemical Potential on Wellbore Stability. IADC/SPE Drilling Conference, SPE 23885, New Orleans, pp. 377-389, 1992.
HAWKES, C.D.; McLELLAN, P.J.; RUAN, C; MAURER, W.. Wellbore Instability in Shales: A Review of Fundamental Principles and GRI-Funded Research. GRI Project Manager, Final Report, Dec. 2000.
LABCONTROL - Instrumentos Científicos. http://www.labcontrol.com.br (Acesso em 21/09/2004).
LAMBE, T.W. & WHITMAN, R.V.. Soil Mechanics. New York, John Wiley and Sons, 1969.
Referências Bibliográficas 95
LI, K., FIROOZABADI, A.. Experimental Study of Wettability Alteration to Preferential Gas-Wetting in Porous Media and Its Effects. SPE Reservoir Eval. & Eng. 3 (2), Abril, 2000.
MACHADO, J.C.V.. Reologia e Escoamento de Fluidos. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2002.
MODY, F.K.; HALE, A.H. A Borehole Stability Model to Couple the Mechanics and Chemistry in Drilling Fluid Shale Interaction. SPE/IADC 25728, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 1993.
MULYADI, H., AMIN, R.. A New Approach to 3D Reservoir Simulation: Effect of Interfacial Tension on Improving Oil Recovery. SPE 68733. Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Indonésia, Abril, 2001.
MUNIZ, E.S. Desenvolvimento de Equipamento e Metodologia de Teste e Análise para Avaliação da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração. Tese de doutorado, Departamento de Engenharia Civil, PUC-Rio, Rio de Janeiro, 2003.
MUNIZ, E.S.; FONTOURA, S.A.; LOMBA, R.F.T.. Development of Equipment and Testing Methodology to Evaluate Rock-Drilling Fluid Interaction. GulfRocks04, The 6th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS), Houston, Texas, Paper 599, 8 p., 2004.
MUNIZ, E.S.; ARAÚJO, E.M.P.; FONTOURA, S.A.B.. Determinação de parâmetros de transporte de massa através da retroanálise de ensaios de transmissão de pressão utilizando o programa FPORO®. INFOGEO 2005 – 5º Simpósio Brasileiro de Aplicações de Informática em Geotecnia., Belo Horizonte, Minas Gerais, artigo 002, 6 p., 2005.
MUNIZ, E.S.; FONTOURA, S.A.B.; DUARTE, R.G.; LOMBA, R.F.T.. Evaluation of the Shale-Drilling Fluid Interaction for Studies of Wellbore Stability. AlaskaRocks05, The 7th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS), Anchorage, Alaska, Paper 816, 8 p., 2005.
NELLENSTEYN, R.. Kolloid-Z. 63, 339, 1933. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. 2003.
OLSEN, H.W., YEARSLEY, E.N., NELSON, K.R.. Chemico-Osmosis Versus Diffusion-Osmosis. Transportation Research Record 1288, pp 15-22, 1990.
PASTOR, J.A.S.C.. Modelagem de Reservatórios de Petróleo Utilizando Formulação Acoplada de Elementos Finitos. Tese de doutorado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 67 p, 2001.
POUND, J.R.. J. Chem. Soc. 123, 578-599, 1923. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.
RABE, C.. Estudo Experimental da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração Através de Ensaios de Imersão. Tese de Doutorado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 290 p, 2003.
REED, S.J.B.. Electron Microprobe Analysis and Scanning Electron Microscopy in Geology. Cambridge University Press. 201 p. 1996. Apud DUARTE, L.C., JUCHEM, P.L., PULZ, G.M., BRUM, T.M.M., CHODUR, N, LICCARDO, A., FISCHER, A.C., ACAUAN R.B.. 2003.
Referências Bibliográficas 96
REYNOLDS, W.C. J. Chem. Soc. 119, 466-476, 1921. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.
RITTER, H.L., DRAKE, L.C.. Pore Size Distribution in Porous Materials. Ind. Eng. Chem.. Analysis, n° 12, pp. 782-791, 1945. Apud RABE, C.. 2003.
SANTOS, H.M.. Analise de Estabilidade de Poços Inclinados. Dissertação de Mestrado, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Civil, Rio de Janeiro, 1989.
SCHLEMMER, R., FRIEDHEIM, J.E., GROWCOCK, F.B., BLOYS, J.B., HEADLEY, J.A., POLNASZEK, S.C. Membrane Efficiency in Shale – An Empirical Evaluation of Drilling Fluid Chemistries and Implications for Fluid Design. IADC/SPE Drilling Conference, SPE 74557, Dallas, 12 p, 2002.
SERRA, A.C.S.. A Influência de Aditivos de Lama de Perfuração Sobre as Propriedades Geoquímicas de Óleos. Dissertação de Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, 146p, 2003.
SKEMPTON, A.W.. The Pore-Pressure Coefficients A and B. Geotechnique, 4, pp.143-147, 1954.
SRISANKAR, E.V., SHAH, J.P., NARAYAN, K.S.. Chem. Educ. V. 64, 378, 1987. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.
STAVERMAN, A.J.. Theory of Measurement of Osmotic Pressure. Recueil des Travaux Chimiques des Pays-Bas, vol.70, pp. 344-352, 1951. Apud TARE, U. A., MODY, F. K., MESE, A. I., 2000.
STEIGER, R.P.; LEUNG, P.K. Quantitative Determination of the Mechanical Properties of Shales. SPE Drilling Engineering, 18024, 1992.
SEO - SURFACE & ELECTRO-OPTICS CORPORATION www.s-eo.com (acesso em 26/11/2004).
SYNTHETIC drilling fluids meets deepwater challenge. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.
TAN, C. P.; RAHMAN, S. S.; CHEN, X.. Wellbore Stability Analysis and Guidelines for Efficient Shale Instability Management. Paper SPE/IADC 47795, SPE/IADC Drilling Conference, Indonesia, 1998.
TAN, C.P.; WU, B.; MODY, F.K.; TARE, U.A.. Development and Laboratory Verification of High Membrane Efficiency Water-Based Drilling Fluids with Oil-Based Drilling Fluid-Like Performance in Shale Stabilization. SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, SPE 78159, Irving, 12 p, 2002.
TARE, U.A., MODY, F.K., MESE, A.I., Understanding Chemical-Potential-Related Transient Pore-Pressure Response To Improve Real-Time Borehole (In)Stability Predictions. SPE/Petroleum Society of CIM 65514, Alberta, 8 p, 2000.
TATE, T.. Philos. Mag. V. 27, 176, 1864. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.
VAN OORT, E.. A Novel Technique for the Investigation of Drilling Fluid Induced Borehole Instability in Shales. EUROCK'94, SPE 28064, pp. 293-308, 1994.
Referências Bibliográficas 97
VAN OORT, E.; HALE, A. H.; MODY, F.K.. Manipulation of Coupled Osmotic Flows for Stabilization of Shale Exposed to Water-Based Drilling Fluids. Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 30499, Dallas, 497-509 p, 1995.
VAN OORT, E.; HALE, A. H.; MODY, F.K.; ROYS.. Transport in Shales and the Design of Improved Water-Based Shale Drilling Fluids. Annual Technical Conference and Exhibition, 1994, SPE 28309, New Orleans, pp. 137-146, 1996.
VAN OORT, E.. On the Physical and Chemical Stability of Shales. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 38, pp. 213-235, 2003.
WASHBURN, E. W.. Note on a Method of Determination the Distribution of Pore Sizes in a Porous Materials. Proc. Nat. Acad. Sic. U.S.A., nº 7, pp. 115-116, 1921.
WHITTAKER,A. Theory and Application of Drilling Fluid Hydraulics. IHRDC, Boston, 198p,1985.
WILHELMY, L.. Ueber Die Abhangigkeit der Capillaritats-Constanten des Alkohols von Substanz und Gestalt des Benetzten Festen korpers. Ann. Physik., 119 (6), pp. 177-217, 1863. Apud ANDERSEN, M.A., THOMAS, D.C., TEETERS,C., 1988.
WOODMAN, R.M.. J. Phys. Chem. 31, 1742-1745, 1927. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.
WORD OIL, Exploration, Drilling and Production. Classification of drilling fluids, Vol. 223, n. 6, Gulf Publishing Company, 2002. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.
YANG, D., GU, Y.. Visualization of Interfacial Interactions of Crude Oil-CO2 Systems Under Reservoir Conditions. 14th Symposium on Improved Oil Recovery, SPE 89366, Oklahoma, 2004.
ZHANG, X., MORROW, N.R., MA, S.. Experimental Verification of a Modified Scaling Group for Spontaneus Imbibition. Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 30762, Dallas, pp. 280-285, 1996.